Техническое обслуживание и ремонт электрической части трансформаторной подстанции 110/10 кВ на примере подстанции "Верещагинская"

 

Негосударственное частное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

«СОЧИНСКИЙ СОЦИАЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ТЕХНИКУМ»

Специальность «Техническая эксплуатация и обслуживание электрического и электромеханического оборудования»









ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Техническое обслуживание и ремонт электрической части трансформаторной подстанции 110/10 кВ на примере подстанции «Верещагинская»


Руководитель: Лопатинский Д.В.

Студент: Задорожный М.К.










Сочи 2014

Содержание


Введение

. Теоретические аспекты организации ТО и ремонта электрической части трансформаторной подстанции 110/10 кВ

.1 Трансформаторная подстанция 110/10 кВ: устройство, функциональное назначение

.2 Типы трансформаторных подстанций, условия и режимы их эксплуатации

.3 Техническое обслуживание и ремонт трансформаторных подстанций

. Организация технического обслуживания и ремонта электрической части трансформаторной подстанции 110/10 кВ «Верещагинская»

.1 Характеристика существующей схемы электроснабжения потребителей в районе размещения

.2 Обзор оборудования и производственных фондов подстанция «Верещагинская»

.3 Организация технического обслуживания и ремонта электрической части трансформаторной подстанции 110/10 кВ «Верещагинская»

. Проект ремонта электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»

.1 Выбор и обоснование замены электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»

.2 Проект графика проведения ремонтов электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»

.3 Экономическое обоснование проекта ремонта электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»

.4 Меры и техника безопасности при эксплуатации электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»

Заключение

Список использованных источников и литературы

Приложения

Введение


В настоящее время электрическая энергия является наиболее широко используемой формой энергии, что обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования, передачи на большое расстояние и распределения между приемниками. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции. При этом, электрические подстанции рассматриваются как электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электрической энергии.

В связи с повсеместным расширением производства, строительства новых предприятий, жилых микрорайонов увеличивается и потребление электроэнергии.

Увеличение числа потребителей электроэнергии приводит к потребности увеличивать мощность подстанции. В данном случае, важную роль играет учет нагрузки подстанции.

Нагрузка подстанции определяется мощностью потребляемой всеми присоединенными к ее сети электроприемниками и теряемой в электросети. Режим работы электроприемников не остается постоянным и изменяется в различные часы суток и месяцы года. Изменяется и потребляемая ими электрическая мощность.

Острой проблемой является большой износ электротехнического оборудования подстанций, включая трансформаторы напряжения.

В связи с этим, актуальны вопросы не только строительства новых трансформаторных подстанций, но и ремонт, реконструкция уже имеющихся трансформаторных подстанций.

Своевременное проведение технического обслуживания и ремонта оборудования и линейных сооружений является одним из элементов системы планово-предупредительных ремонтов.

Ремонт трансформаторных подстанций, их элементов и частей заключается в проведении комплекса мероприятий по поддержанию или восстановлению первоначальных эксплуатационных показателей и параметров трансформаторной подстанции, их элементов и частей. При ремонтах изношенные (дефектные) элементы и оборудование заменяются равноценными или более совершенными по своим характеристикам.

При техническом обслуживании и ремонте производятся в плановом порядке выявление и устранение дефектов и повреждений. Дефекты и повреждения трансформаторной подстанции непосредственно угрожающие безопасности населения и обслуживающего персонала возникновением пожара, должны устраняться незамедлительно.

Отметим, что качественный и своевременный ремонт оборудования трансформаторной подстанции не только обеспечит бесперебойную организацию подачи электроэнергии потребителям, но и позволяет увеличивать мощность подстанции за счет внедрения более нового надежного электротехнического оборудования, за счет внедрения ресурсосберегающих технологий подачи, распределения электроэнергии, ее учета.

Актуальны вопросы организации технического обслуживания и ремонта электрической части трансформаторной подстанции и для объекта исследования.

Объект исследования в дипломном проекте - трансформаторная подстанция «Верещагинская», - филиал ОАО «Кубаньэнерго» крупнейшей электросетевой компании на территории Краснодарского края и Республики Адыгея, осуществляющая передачу и распределение электрической энергии по сетям напряжением 110 кВ и ниже.

Цель дипломного проекта - разработать проект технического обслуживания и ремонта электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская».

Задачи дипломной работы:

рассмотреть теоретические аспекты организации ТО и ремонта электрической части трансформаторной подстанции 110/10 кВ;

дать характеристику и произвести анализ эксплуатации электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»;

разработать проект технического обслуживания и ремонта электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская», и дать экономическую оценку проекту.

Предмет исследования - мощность, нагрузки и условия эксплуатации электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская».

В работах Епифанова Л. И., Иванова Ю.В., Лукьянова Т.П., Неклепаева Б.Н., Сибикина Ю. Д. рассмотрены вопросы организации техничексого обслуживания и ремонта электрической части трансформаторной подстанции 110/10 кВ.

Вопросы эффективной эксплуатации электротехнического оборудования раскрывают работы Гопак А.А., Князевского Б.А., Крамаренко Г.В., Рофаевой Л. И., Хохамедова И.М.

Вопросам формирования системы планово-предупредительных ремонтов электротехнического оборудования посвещены труды Баранов И. Г., Филатова А. А., Червякова Д.М.

В дипломной работе также рассмотрены труды Беркова В. А., Кузнецова Ю.М., Чешевской Е. А. раскрывающие вопросы организации техники безопасности при эксплуатации электротехнического оборудования трансформаторных подстанций.

1. Теоретические аспекты организации ТО и ремонта электрической части трансформаторной подстанции 110/10 кВ


.1 Трансформаторная подстанция 110/10 кВ: устройство, функциональное назначение


Трансформаторная электрическая подстанция, предназначенная для повышения или понижения напряжения в сети переменного тока и для распределения электроэнергии [27, с. 144].

Трансформаторные подстанции изготовляют на заводах и доставляют на место установки в полностью собранном виде или же отдельными блоками. Такие трансформаторные подстанции называют комплектными [21, с. 67].

На современном этапе серийно выпускаются комплектные трансформаторные подстанции мощностью от 20 до 31 500 кВ с первичным напряжением 6, 10, 35, 110 и 220 кВ и вторичным от 0,22 до 10 кв [21, с. 68].

Наиболее распространены трансформаторные подстанции с одной системой сборных шин, обычно секционированной выключателями и разъединителями; на некоторых трансформаторных подстанциях дополнительно устанавливают обходную систему шин, позволяющую вести профилактические и ремонтные работы, не прекращая электроснабжение потребителей [31, с. 69].

Перспективно применение трансформаторных подстанций, у которых в качестве изоляции высоковольтных коммутационных аппаратов используется элегаз (SF6), обладающий высокой электрической прочностью и дугогасительной способностью. Применение элегаза позволяет значительно уменьшить габариты высоковольтных аппаратов и всей трансформаторной подстанции в целом.

Технологическое оборудование промышленных предприятий, размещаемое вне производственных зданий (на открытых площадках).

Условное обозначение трансформаторов имеет структуру, представленную на рисунке 1.


Рисунок 1 - Условное обозначение трансформаторов


Буквенная часть условного обозначения должна содержать обозначения в следующем порядке:

Назначению трансформатора (может отсутствовать)

А - автотрансформатор

Э - электропечной

Количество фаз

О - однофазный трансформатор

Т - трехфазный трансформатор

Расщепление обмоток (может отсутствовать)

Р - расщепленная обмотка НН;

Система охлаждения

Сухие трансформаторы

С - естественное воздушное при открытом исполнении

СЗ - естественное воздушное при защищенном исполнении

СГ - естественное воздушное при герметичном исполнении

СД - воздушное с дутьем

Масляные трансформаторы

М - естественное масляное

МЗ - с естественным масляным охлаждением с защитой при помощи азотной подушки без расширителя

Д - масляное с дутьем и естественной циркуляцией масла

ДЦ - масляное с дутьем и принудительной циркуляцией масла

Ц - масляно-водяное с принудительной циркуляцией масла

С негорючим жидким диэлектриком (совтолом)

Н - естественное охлаждение негорючим жидким диэлектриком

НД - охлаждение негорючим жидким диэлектриком с дутьем [21, с. 71].

Конструктивная особенность трансформатора:

Л - исполнение трансформатора с литой изоляцией;

Т - трехобмоточный трансформатор (Для двухобмоточных трансформаторов не указывают);

Н - трансформатор с РПН;

З - трансформатор без расширителя и выводами, смонтированными во фланцах на стенках бака, и с азотной подушкой;

Ф - трансформатор с расширителем и выводами, смонтированными во фланцах на стенках бака;

Г - трансформатор в гофробаке без расширителя - "герметичное исполнение";

У - трансформатор с симметрирующим устройством

П - подвесного исполнения на опоре ВЛ

э - трансформатор с пониженными потерями холостого хода (энергосберегающий) [31, с. 72].

Буквенная часть условного обозначения назначение трансформаторной подстанции:

С - исполнение трансформатора для собственных нужд электростанций

П - для линий передачи постоянного тока

М - исполнение трансформатора для металлургического производства

ПН - исполнение для питания погружных электронасосов

Б - для прогрева бетона или грунта в холодное время года (бетоногрейный), такой же литерой может обозначаться трансформатор для буровых станков

Э - для питания электрооборудования экскаваторов (экскаваторный)

ТО - для термической обработки бетона и грунта, питания ручного инструмента, временного освещения [31, с. 73].

Примеры условных обозначений трансформаторов:

ТСЗ - 100/10-У3 - трехфазный сухой трансформатор с естественным воздушным охлаждением в защищенном исполнении, двухобмоточный, класса напряжения 10 кВ, исполнения У категории З согласно ГОСТ 15150-69;

ТМН-2500/110-У1 - трехфазный масляный трансформатор с охлаждением при естественной циркуляции воздуха и масла, двухобмоточный, с регулированием напряжения под нагрузкой, класса напряжения 110 кВ, исполнения У категории 1 согласно ГОСТ 15150-69;

АТДЦТН-200000/330/110-У1 - автотрансформатор трехфазный масляный с охлаждением при принудительной циркуляции воздуха и масла с ненаправленным потоком масла, трехобмоточный, с регулированием напряжения обмотки СН 110 кВ, исполнения У категории 1 согласно ГОСТ 15150-69.

Для трансформаторов с разными классами напряжения ВН применяются одинаковые условные обозначения, если эти трансформаторы отличаются между собой только номинальными напряжениями. В этом случае указывается наибольший из классов напряжения обмотки ВН.

Существует типология габаритов трансформаторов, которая принята согласно общепринятому Общероссийскому классификатору продукции ОК 005-93 - Приложение А.

В состав трансформаторной подстанции входят трансформаторы силовые, распределительные устройства, устройства автоматического управления и защиты, а также вспомогательные сооружения.

Далее рассмотрим устройство трансформаторной подстанции, которая состоит из:

выводы трансформатора;

охладителя;

оборудования для регулирования напряжения;

встроенного трансформаторы тока;

поглотителя влаги;

устройства непрерывной регенерации масла и системы защиты масла;

указатели уровня масла;

устройства сброса давления;

устройства защиты от внезапного повышения давления;

устройства защиты от повреждений;

детектор горючих газов;

распределительное устройство;

расходомер.

Подвод питающего напряжения и подключение нагрузки к трансформатору производится с помощью так называемых «выводов». Выводы в сухих трансформаторах могут быть выведены на клеммную колодку в виде болтовых контактов или соединителей с плоскими контактами и могут размещаться как снаружи так и внутри съёмного корпуса. В масляных (или заполненных синтетическими жидкостями) трансформаторах выводы располагаются только снаружи на крышку или на боковые стороны бака, а передача от внутренних обмоток через гибкие соединения (демпферы) на медные или латунные шпильки с нарезанной на них резьбой. Изолирование шпилек от корпуса осуществляется с помощью проходных изоляторов (изготовляемых из специального фарфора или пластмассы), внутри которых проходят шпильки. Уплотнение всех зазоров в выводах осуществляется прокладками из специальной маслобензостойкой резины [24, с. 91].

Выводы трансформаторов по конструктивному исполнению подразделяются:

Выводы с главной изоляцией фарфоровой покрышки

Выводы с маслобарьерной изоляцией

Конденсаторные проходные изоляторы

Выводы с бумажно-масляной изоляцией

Выводы с полимерной RIP-изоляцией (с полым изолятором или с прямым литьём изолятора)

Выводы с элегазовой изоляцией [24, с. 92].

Охлаждающее оборудование забирает горячее масло в верхней части бака и возвращает охлаждённое масло в нижнюю боковую часть. Холодильный агрегат имеет вид двух масляных контуров с непрямым взаимодействием, один внутренний и один внешний контур. Внутренний контур переносит энергию от нагревающих поверхностей к маслу. Во внешнем контуре масло переносит тепло к вторичной охлаждающей среде. Трансформаторы обычно охлаждаются атмосферным воздухом.

Виды охладителей:

радиьоры;

вентиляторы;

теплообменники с принудительной циркуляцией масла, воздуха;

масляно-водяные охладители [27, с. 104].

Радиаторы, бывают разных типов. В основном они представляют собой множество плоских каналов в пластинах с торцевым сварным швом, которые соединяют верхний и нижний коллекторы.

Для больших узлов возможно использование подвесных вентиляторов под радиаторами или сбоку от них для обеспечения принудительного движения воздуха и естественного масляного и принудительного воздушного (ONAF) охлаждения [27, с. 105].

В больших трансформаторах отведение тепла при помощи естественной циркуляции через радиаторы требует много места, - в этом случае используют теплообменники с принудительной циркуляцией масла, воздуха. Потребность в пространстве для компактных охладителей намного ниже, чем для простых радиаторных батарей. С точки зрения экономии места может оказаться выгодным использовать компактные охладители со значительным аэродинамическим сопротивлением, что требует применения принудительной циркуляции масла с помощью насоса и мощных вентиляторов для нагнетания воздуха [27, с. 105].

Масляно-водяные охладители представляют собой цилиндрические трубчатые теплообменники со съёмными трубками. Такие теплообменники очень распространены и представляют собой классическую технологию. Они имеют разнообразное применение в промышленности. Более современные конструкции, например, плоские теплообменники мембранного типа, ещё не вошли в практику.

Большинство трансформаторов оборудовано приспособлениями для изменения коэффициента трансформации путём добавления или отключения числа части витков обмотки.

В зависимости от конструкции регулирование напряжения трансформатора на вторичных обмотках может производиться с помощью переключателя числа витков трансформатора либо болтовыми соединениями путём выбора положения перемычек или подключением соответствующего вывода из соответствующего набора при обесточенном и заземлённом трансформаторе. С помощью таких регулирующих устройств напряжение на вторичных обмотках меняется в небольших пределах.

Рассмотрим разновидности переключателей числа витков трансформатора:

переключатели числа витков без нагрузки - переключатели без возбуждения (ПБВ)

переключатели числа витков под нагрузкой - регулирование под нагрузкой (РПН)

навесное оборудование

газовое реле

газовое реле обычно находится в соединительной трубке между баком и расширительным баком [27, с. 106].

Действие газовой защиты основано на том, что всякие, даже незначительные, повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора (автотрансформатора) 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 газообразовании подавался предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании, что имеет место при коротких замыканиях, происходило отключение поврежденного трансформатора (автотрансформатора). Кроме того, газовая защита действует на сигнал и на отключение или только на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора или автотрансформатора.

Трансформаторы тока могут располагаться внутри трансформатора, часто вблизи заземленного рукава на стороне масла проходных изоляторов, а также на низковольтных шинах. В данном вопросе роль играют цена, компактность и безопасность. При таком решении отпадает необходимость иметь несколько отдельных трансформаторов тока на сортировочной станции с внешней и внутренней изоляцией, рассчитанной на высокое напряжение [27, с. 107].

Дуговой разряд или короткое замыкание, которые возникают в маслонаполненном трансформаторе, обычно сопровождаются возникновением сверхдавления в баке из-за газа, образующегося при разложении и испарении масла. Устройство сброса давления предназначено для снижения уровня сверхдавления вследствие внутреннего короткого замыкания и, таким образом, уменьшения риска разрыва бака и неконтролируемой утечки масла, которое может также осложниться возгоранием вследствие короткого замыкания [27, с. 108].

Согласно ГОСТ 11677-75 масляные трансформаторы 1000кВА и выше должны быть снабжены защитным устройством при аварийном повышении давления. Устройства аварийного сброса давления имеет два основных исполнения:

в виде т.н. «выхлопной трубы»;

в виде различных конструкций клапанов [27, с. 109].

Промежуточное положение между вышеуказанными типами устройств аварийного сброса давления - конструкция, применяемая в трансформаторах типа ТМЗ, которая состоит из стеклянной мембраны, герметично установленной в крышке трансформатора. Под мембраной находится стальной подпружиненный боёк с защёлкой и герметично запаянным сильфоном. В рабочем положении боёк взводится и фиксируется защёлкой. При резком повышении давления сильфон сжимается, срывая удерживающую защёлку и освобождая этим самым боёк. Под действием пружины последний раскалывает стеклянную мембрану, производя сброс давления [31, с. 109].

Если рассматривать устройства защиты от внезапного повышения давления и устройства защиты от повреждений то стоит отметить, что устройствами защиты силовых трансформаторов являются элементы РЗиА, на трасформаторах 6/10кВ чаще используются плавкие предохранители [33, с. 67].

Устройство защиты от внезапного повышения давления - это устройство, которое способно различать быстрое и медленное нарастание давления и автоматически отключает выключатель, если давление растёт быстрее, чем задано.

Детектор горючих газов указывает на присутствие водорода в масле.

Распределительное устройство - это электроустановка, служащая для приёма и распределения электрической энергии одного класса напряжения [33, с. 69].

Распределительное устройство содержит набор коммутационных аппаратов, вспомогательные устройства РЗиА и средства учёта и измерения.

Для контроля вытекания масла из насосов в трансформаторах с принудительным охлаждением устанавливаются масляные расходомеры. Работа расходомера обычно основана на измерении разницы давления по обе стороны от препятствия в потоке масла. Расходомеры также применяются для измерения расхода воды в водоохлаждаемых трансформаторах.

Обычно расходомеры оборудованы аварийной сигнализацией, которые могут иметь циферблатный индикатор.

Местоположение трансформаторной подстанции определяется её назначением и характером нагрузок трансформаторной подстанции с вторичным напряжением 6, 10, 35 и 110 кВ.

Трансформаторную подстанцию размещают, как правило, в центре территории, на которой находятся потребители электроэнергии, что сокращает потери электроэнергии при её передаче и расход материалов при устройстве электросетей.

При размещении цеховых трансформаторных подстанций учитываются конфигурация производственных помещений, расположение технологического оборудования, условия окружающей среды, требования пожарной безопасности и др.

Оборудование трансформаторной подстанции может размещаться на открытой площадке либо в закрытом помещении (например, в отдельном здании).


1.2 Типы трансформаторных подстанций, условия и режимы их эксплуатации


В первую очередь выделяют повыситетельные и понизительные трансформаторные подстанции.

Повысительные трансформаторные подстанции (сооружаемые обычно при электростанциях) преобразуют напряжение, вырабатываемое генераторами, в более высокое напряжение (одного или нескольких значений), необходимое для передачи электроэнергии по линиям электропередач [39, с. 122].

Понизительные трансформаторные подстанции преобразуют первичное напряжение электрической сети в более низкое вторичное. В зависимости от назначения и от величины первичного и вторичного напряжений понизительные трансформаторные подстанции подразделяются на районные, главные понизительные и местные (цеховые) [39, с. 122].

Отдельно выделяют районные трансформаторные подстанции, которые принимают электроэнергию непосредственно от высоковольтных ЛЭП и передают её на главные понизительные трансформаторные подстанции, а те (понизив напряжение до 6, 10 или 35 кВ) - на местные и цеховые подстанции, на которых осуществляется последняя ступень трансформации и распределение электроэнергии между потребителями [39, с. 123].

При этом последняя ступень трансформации подразумевает понижением напряжения до 690, 400 или 230В.

Силовые трансформаторы имеют классификацию представленную на рисунке 2.

Электрический трансформатор, служащий для преобразования энергии переменного тока в электрических сетях энергетических систем, в радиотехнических устройствах, системах автоматики и др. и работающий при постоянном действующем значении напряжения [24, с. 144].

Электрический трансформатор, все обмотки которого гальванически соединены друг с другом. При малых коэффициентах трансформации легче и дешевле многообмоточного трансформатора. Отношение объёма меди к объёму меди многообмоточного трансформатора VM той же мощности, с тем же коэффициентом трансформации n равно:

/VM = (n - 1) * n, (1)


Рисунок 2 - Классификация силовых трансформаторов


Также отметим, что для работы трансформаторов в нормальных условиях необходимо:

высота над уровнем моря - не более 1000 м, кроме трансформаторов класса напряжения 750 кВ, для которых высота установки над уровнем моря - не более 500 м;

категория исполнения У согласно ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543-89Е. При этом среднесуточная температура воздуха - не более 30 °С и среднегодовая температура воздуха - не более 20 °С;

температура охлаждающей воды - не более 25 °С на входе воды в охладитель.

В процессе эксплуатации трансформаторной подстанции различают нормальные, специальные и ненормальные условия эксплуатации.

Нормальными режимами работы считаются такие, на которые рассчитан трансформатор и при которых он может длительно работать при допустимых стандартами или техническими условиями отклонениях основных параметров (напряжение, ток, частота, температура отдельных элементов) и нормальных условиях работы (климат, высота установки над уровнем моря) [12, с. 171].

Номинальные значения основных параметров трансформатора указаны на его щитке и в паспорте.

Для работы трансформаторов в специальных условиях необходимы:

высота установки над уровнем моря для трансформаторов класса напряжения до 500 кВ - более 1000м, но не более, чем 3500м;

категория исполнения - ХЛ или УХЛ согласно ГОСТ 15150-69, ГОСТ 15543-89Е;

температура охлаждающей воды - более 25 °С, но не более 33 °С [22, с. 172].

Ненормальные режимы работы трансформаторных подстанций, связанны с повреждением трансформатора и его соединений.

Ненормальные режимы работы трансформаторов обусловлены внешними короткими замыканиями и перегрузками. В этих случаях в обмотках трансформатора появляются большие токи (сверхтоки).Особенно опасны токи, при внешних коротких замыканиях; эти токи могут значительно превышать номинальный ток трансформатора. В случае длительного прохождения тока возможен интенсивный нагрев изоляции обмоток и её повреждение.

Вместе с этим при коротком замыкании имеет место понижение напряжения в сети. Поэтому на трансформаторе должна предусматриваться защита, отключающая трансформатор при появлении сверхтоков, обусловленных не отключившимся внешним коротким замыканием.

К ненормальным режимам работы трансформатора относится также недопустимое понижение уровня масла, которое может произойти, например, вследствие повреждения бака.

Эксплуатация трансформатора допускается только при условии защиты его обмоток вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжения, постоянно подключенными к обмоткам согласно требований «Правил устройства электроустановок» [10].

При суммарном токе дугогасящих катушек более 100 А присоединять их к одному трансформатору следует по согласованию с заводом - изготовителем.

Допускается работа трансформаторов напряжением 110кВ, которые имеют испытательное напряжение нейтрали 110кВ с разземленной нейтралью при условии присоединения к выводу нейтрали вентильного разрядника соответствующего класса изоляции. В этом случае необходимо принять соответствующие меры (при помощи устройств релейной защиты и автоматики, оперативные мероприятия и др.), которые бы исключали бы вероятность работы трансформатора в нормальном режиме на участок сети с изолированной нейтралью.

Работа с разземленной нейтралью трансформаторов на напряжение 110 кВ с испытательным напряжением нейтрали 85 кВ допускается при обосновании необходимыми расчетами.

Длительная работа трансформатора допускается при мощности не более номинальной при превышении напряжения, подводимого к любому ответвлению обмотки ВН, СН и НН, на 10 % сверх номинального напряжения данного ответвления обмотки [31, с. 148].

При этом напряжение на какой - либо обмотке трансформатора на должно превышать наибольшего рабочего напряжения для данного класса напряжения, указанного в таблице 1.

Допускается длительная работа трансформатора, оборудованных устройством РПН с нагрузкой, которая равна номинальной мощности его обмоток на всех ответвлениях, кроме отдельных ответвлений обмотки ниже минус 5 % номинальной мощности [31, с. 149].

трансформаторная подстанция техническое обслуживание

Таблица 1 - Наибольшее рабочее напряжение

Класс напряженияНаибольшее рабочее напряжение, кВ67,21012,03540,5110126

Допускается длительная перегрузка одной или двух обмоток трансформатора током, превышающим на 5 % номинальный ток ответвления, на которое включена соответствующая обмотка, если напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинального напряжения соответствующего ответвления [31, с. 149].

При этом для обмотки с ответвлением нагрузка не должна превышать 1,05 номинального тока ответвления, если напряжение на нем не превышает номинальное. Ток в общей обмотке трансформатора не должен превышать значения, указанного в паспорте.

Для трансформаторов с расщепленной обмоткой допускаются такие же перегрузки каждой ветви, отнесенные к ее номинальной мощности, как и для трансформаторов с нерасщепленной обмоткой.

Дополнительные перегрузки одной ветви за счет длительной недогрузки другой допускаются по согласованию с заводом - изготовителем.

В случае неравномерной нагрузки трансформатора по фазам значения перегрузок относятся к наиболее нагруженной обмотке наиболее нагруженной фазы.

Допустимые перегрузки трансформаторов с охлаждением вида «Д» при отключенных вентиляторах определяется по отношению к мощности, которую они имеют без дутья. Работа трансформаторов с охлаждением вида «Д» с отключенным дутьем допускается при следующих условиях:

если нагрузка менее номинальной и температура верхних слоев масла не превышает плюс 55 °С;

при минусовых температурах окружающего воздуха и при температуре верхних слоев масла не выше плюс 45 °С (вне зависимости от нагрузки) [31, с. 150].

Допускается параллельная работа двух - и трехобмоточных трансформаторов на всех обмотках, а также двухобмоточных с трехобмоточными, если ни одна из обмоток параллельно включенных трансформаторов не нагружена более ее допустимой нагрузочной способности. Параллельная работа трансформаторов с соотношением номинальных мощностей более трех не рекомендуется [31, с. 150].

Рассмотрим условия параллельной работы трансформаторов:

номинальные напряжения и коэффициенты трансформации обмоток должны быть одинаковыми. Допускаются различия для трансформаторов с коэффициентом трансформации меньше или равным 3 в пределах ± 1 %; для всех остальных - ± 0,5 %;

значения напряжения короткого замыкания не должны отличаться более чем на ±10 %;

группы соединения трансформаторов должны быть одинаковыми [31, с. 151].

В зависимости от характера суточного или годового графика нагрузки и температуры охлаждающей среды допускаются систематические и аварийные перегрузки трансформатора.

Допустимые систематические перегрузки превышают номинальную нагрузку трансформатора, однако они не вызывают сокращение срока его службы, так как при этом износ витковой изоляции не превышает нормального.

Допустимые аварийные перегрузки трансформатора вызывают повышенный, в сравнении с нормальным, износ витковой изоляции, что может привести к сокращению установленного срока службы трансформатора, если повышенный износ со временем не будет компенсирован нагрузкой с износом витковой изоляции ниже нормального.

Значения и длительность допустимых систематических и аварийных перегрузок определяются для прямоугольного двухступенчатого или многоступенчатого графика нагрузки, в которые должны быть преобразованы фактические графики нагрузок согласно с ГОСТ 14209 - 97, а для сухих трансформаторов - согласно с ДСТУ 2767 - 94 [27, с. 69].

Параметры реального графика нагрузки определяются по данным измерительных приборов, которыми оснащен трансформатор.

Нагрузка трансформатора сверх его номинальной мощности допускается только при исправной и полностью включенной системе охлаждения трансформатора.

Допустимые перегрузки трансформаторов, изготовленных по ГОСТ 401 - 41 устанавливаются по ГОСТ 14209 - 69, но эквивалентная температура принимается на 5 °С выше расчетной для данной местности. Не допускаются перегрузки этих трансформаторов при среднесуточной температуре охлаждающего воздуха выше 30 °С [34, с. 70].

При определении допустимых систематических перегрузок температуру охлаждающей среды за период действия графика нагрузки принимают такой, которая равна среднему значению, если при этом температура положительная и не изменяется более чем на 12 °С [34, с. 70].

Если температура охлаждающей среды изменяется более чем на 12 °С или если значение температуры охлаждающей среды отрицательное, необходимо использовать эквивалентные значения температуры, рассчитанные согласно с ГОСТ 14209 - 97 [34, с. 71].

При определении допустимых нагрузок температуру охлаждающей среды принимают согласно с ее измеренным значением во время возникновения аварийной перегрузки.

Для трехобмоточного трансформатора допустимые перегрузки определяют для наиболее нагруженной фазы наиболее нагруженной обмотки.

Для суточного двухступенчатого прямоугольного графика нагрузки допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки масляного трансформатора определяют согласно ГОСТ 14209 - 97, а для сухого трансформатора - согласно ДСТУ 2767 - 94 [10].

Допустимые по величине и продолжительности аварийные перегрузки трансформатора указаны в приложении Е.

Граничные значения параметров, которые контролируются во время эксплуатации и ограничивают допустимые и аварийные перегрузки трансформаторов, приведены в таблице 2.


Таблица 2 - Граничные значения температуры и тока для режимов нагрузки трансформаторов

Тип нагрузкиТрансформаторы мощностью до 2,5 МВ*АТрансформаторы средней мощностью до 100 МВ*АНоминальный режим систематических нагрузок: - ток, отн. ед., - температура наиболее нагретой точки и1,51,5металлических частей, которые прилегают к изоляционным материалам, °С140140 - температура масла в верхних слоях, °С105105Режим систематических длительных аварийных перегрузок: - ток, отн. ед.,1,81,5 - температура наиболее нагретой точки и металлических частей, которые прилегают к изоляционным материалам, °С150140 - температура масла в верхних слоях, °С115115Режим систематических длительных аварийных перегрузок: - ток, отн. ед.,2,01,8 - температура наиболее нагретой точки и металлических частей, которые прилегают к изоляционным материалам, °С160160 - температура масла в верхних слоях, °С115115

Относительный износ витковой изоляции трансформатора при необходимости следует определять согласно ГОСТ 14209 - 97 [10].

При определении относительного износа витковой изоляции необходимо применять коэффициент f, значения которого приведены в ГОСТ 14209 - 97 [10].


.3 Техническое обслуживание и ремонт трансформаторных подстанций


Для поддержания трансформатора в работоспособном состоянии на протяжении всего периода эксплуатации необходимо регулярно осуществлять техническое обслуживание трансформатора. Устанавливаются следующие виды планового технического обслуживания трансформатора:

технический осмотр;

профилактический контроль [22, с. 91].

Также в процессе эксплуатации необходимо осуществлять внеплановое техническое обслуживание, обусловленное появлением в межремонтный период неисправностей трансформатора или его аварией [22, с. 91].

Техническое обслуживание необходимо выполнять в соответствии с требованиями этого раздела и в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации составных частей комплектующих изделий [22, с. 92].

Технический осмотр составных частей трансформатора необходимо выполнять в соответствии с инструкциями по эксплуатации этих частей.

Периодичность технических осмотров трансформаторов без его отключения устанавливается в соответствии с требованиями «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» и «Картой - графиком работы оперативного персонала групп подстанций»:

на подстанциях с постоянным дежурством персонала - один раз в сутки;

на подстанциях без постоянного дежурства персонала - три раза в месяц [34, с. 104].

В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов указанные сроки могут быть изменены техническим руководством предприятия.

При резком снижении температуры окружающего воздуха или при других резких изменениях погодных условий, при появлении сигналов о неисправности трансформатора необходимо осуществлять внеочередные осмотры.

Трансформаторные установки периодически должны осматриваться специалистами соответствующих подразделений.

Результаты осмотров должны быть отражены в соответствующей документации: оперативном журнале и журнале дефектов и неполадок оборудования подстанции [22, с. 94].

Трансформаторы, находящиеся в работе, следует осматривать с соблюдением ДНАОП 1.1.10 - 1.01 - 97, то есть не приближаться на недопустимое расстояние к токоведущим частям [34, с. 105].

Во время профилактического контроля трансформаторных подстанций предусматривается выполнение работ по проверке трансформаторного масла, профилактических испытаний трансформатора, а также выполнения регламентных работ в межремонтный период по замене изношенных частей и материалов [34, с. 106].

В процессе эксплуатации трансформаторного масла необходимо периодически контролировать состояние трансформаторного маслав бакае трансформатора и баке контактора устройства РПН, в негерметичных маслонаполненных вводах.

Должен производиться хроматографический анализ газов, растворенных в масле трансформаторов, оборудованных устройствами РПН, трансформаторов напряжением 110 кВ и выше [34, с. 106].

Периодичность отбора проб масла представлена в Приложении Б.

Оценку результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов следует выполнять согласно РД 34.46.303-09 [11].

Профилактические испытания трансформатора необходимо проводить во время текущих и капитальных ремонтов для проверки состояния трансформатора, находящегося в эксплуатации, и одновременно качества ремонта.

При необходимости профилактические испытания допускается проводить в межремонтный период во время планового технического обслуживания с целью контроля состояния изоляции трансформатора, если есть признаки ее ухудшения, например, в результате снижения качества масла [34, с. 106].

Испытания трансформатора также необходимо проводить после аварии, если она не сопровождалась пожаром.

Профилактические испытания необходимо выполнять в объеме, предусмотренным типовым ГКД 34.20.302 - 2002. При этом замер характеристик изоляции обмоток трансформатора (R60 / R15, tgd) следует выполнять согласно схем, приведенных в его паспорте.

В трансформаторах мощностью 63 МВ*А и более необходимо выполнять замер Zк необходимо выполнять не только при первом вводе в эксплуатацию, но и во время капитальных ремонтов, а также после протекания через трансформатор токов 0,7 и более допустимого расчетного тока короткого замыкания трансформатора (ГОСТ 11677 - 85) [11].

В зависимости от вида работ объем проверок может быть ограничен проверкой контрольных параметров, которые наиболее четко выявляют дефект, что может быть допущен выполнении данного вида работ.

Результаты испытаний необходимо сравнивать с установленными параметрами. Если измеренная величина не нормируется, ее необходимо сравнивать с данными предыдущих испытаний или аналогичных испытаний на однотипном трансформаторе.

Допустимые отклонения значения Zк от значений, измеренных на месте установки трансформатора при его первом включении в работу, должны составлять не более 3%, а от значения, вычисленного по паспортным данным - не более 5% [25, с. 81].

Основные методические указания по испытаниям трансформатора приведены в ГОСТ 3484 - 88 и РД 16.363 - 87 [9].

Измерение Zк трансформаторов необходимо выполнять согласно типовой методике.

Результаты всех испытаний необходимо выполнять протоколами, в которых кроме результатов измерений и испытаний привести данные про приборы и схемы испытаний, температуры обмоток масла и другие, необходимые для сравнения результатов испытаний, выполненных в разное время.

Результаты испытаний не могут являться единым и достаточным критерием для оценки состояния трансформатора.

Для оценки состояния трансформатора необходимо применять системный подход, который учитывает результаты всех испытаний, в том числе и дополнительных перед ремонтом (например, измерение сопротивления короткого замыкания), ведомостей предыдущей эксплуатации трансформатора, данные осмотра и внутреннего ремонта.

Анализ состояния трансформатора включает:

систематизацию и анализ режимов работы трансформатора, при этом особое внимание уделяется рассмотрению аварийных режимов, допустимых нагрузок и перегрузок;

систематизацию и анализ отказов и неисправностей трансформаторного оборудования и составных частей (в том числе контрольно - измерительной аппаратуры);

оценка результатов работы с текущей эксплуатации, выявление узлов, которые работают сверх нормативного ресурса;

систематизацию и анализ результатов проверки трансформаторного масла и профилактических испытаний трансформатора с определением тенденции их изменений [23, с. 144].

При этом особое внимание следует уделять анализу растворенных в масле газов и характеристикам масла, которые свидетельствуют про уровень загрязнения и старения. Для оценки состояния изоляции трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше необходимо применять макеты изоляции.

Рассмотрим технологию внепланового технического обслуживания трансформаторов напряжением 110кВ, объем и периодичность работ которого представлен в таблице 3.


Таблица 3 - Объем и периодичность работ по техническому обслуживанию трансформаторов и их составных частей

Наименование работОперации контроляРегламентные и ремонтные операцииПериодичность1. Трансформатор1.1. Внешний осмотр+-Согласно п.8.1.2. настоящей инструкции1.2. Контроль уровня масла+-- / -1.3. Контроль температуры масла+-- / -1.4. Отбор проб масла для испытания и анализа-+Согласно таблицы 9.1. настоящей инструкции1.5. Периодические испытания изоляции-+Согласно типовых ГКД 34.20.302-20021.6. Профилактический текущий ремонт-+Один раз в год согласно п.12.1. настоящей инструкции1.7. Профилактический капитальный ремонт-+Первый раз - в зависимости от состояния трансформатора, но не позднее чем через 12 лет, в дальнейшем - при необходимости, в зависимости от состояния трансформатора2. Система охлаждения2.1. Внешний осмотр+-При внешнем осмотре трансформатора2.2. Текущий ремонт-+Ежегодно2.3. Замена подшипников в электродвигателях вентиляторов-+По истечении ресурса подшипников2.4. Осмотр автоматических выключателей и контактных поверхностей магнитных пускателей+-Один раз в год, а также после каждого отключения тока повреждения2.5. Проверка сопротивления изоляции электрических цепей-+Один раз в три года3. Расширители, стрелочные маслоуказатели, воздухоосушители3.1. Очистка внутренней поверхности от загрязнений-+Во время ремонта со сливом масла3.2. Проверка технического состояния стрелочного маслоуказателя-+При текущем ремонте трансформатора3.3. Контроль состояния силикагеля и уровня масла в масляном затворе воздухоосушительного фильтра+-При внешнем осмотре трансформатора3.4. Замена силикагеля в воздухоосушительном фильтре-+При изменении цвета отдельных зерен индикаторного силикагеля4. Устройства РПН4.1. Внешний осмотр и проверка положения привода+-При внешнем осмотре трансформатора4.2. Контроль количества выполненных переключений+-Один раз в месяц4.3. Отбор проб масла для испытаний и анализа-+Согласно таблице 9.1. настоящей инструкции4.4. Ревизия контактора-+При каждом срабатывании защитного реле или разрыве предохранительной мембраны4.5. Замена масла в баке контактора-+Согласно инструкции по эксплуатации устройства РПН4.6. Замена контактов контактора-+Согласно инструкции по эксплуатации устройства РПН4.7. Периодические испытания-+- / -4.8. Снятие окисной пленки с поверхности контактов-+Согласно п.9.3.7. настоящей инструкции4.9. Проверка смазки шарниров и трущихся деталей передачи уст- ройства РПН-+Один раз в 6 месяцев4.10. Профилактический текущий ремонт-+Ежегодно, а также после определенного количества переключений согласно инструкции по эксплуатации РПН4.11. Смена смазки в редукторе привода устройства РПН-+Согласно инструкции по эксплуатации устройства РПН5. Адсорбционные фильтрыЗамена силикагеля-+Первая - через 1 год после включения, в последующем - по состоянию масла, в частности при увеличении tgd до значения, составляющее 0,7 допустимого

Эксплуатационный персонал обязан вести учет работы устройств РПН. Количество переключений, произведенное переключающим устройством и зафиксированное счетчиком, установленным в приводе, необходимо периодически (не реже одного раза в месяц) записывать в журнал или паспорте устройства РПН.

Ревизия элементов системы управления приводом осуществляется согласно инструкций завода-изготовителя, но не реже одного раза в год. Блок автоматического управления следует проверять с устройствами РЗА.

Наблюдение за приводным механизмом сводится к его периодическому осмотру, во время которого подтягиваются ослабевшие винты и гайки, проверяется состояние контактов реле и других приборов, наличие смазки на трущихся деталях механизма и в масленках.

Через каждые шесть месяцев следует смазывать внешние трущиеся узлы и детали привода переключающего устройства незамерзающей смазкой марки ЦИАТИМ-201 или ГОИ-54 незамерзающей смазкой [23, с. 146].

Срок службы контактов контакторов для различных типов устройств РПН неодинаков. Контакты заменяют в соответствии с указаниями завода-изготовителя при неудовлетворительной круговой диаграмме (при нарушении допусков на углы замыкания и размыкания контакторов), при обнаружении износа контактов в соответствии со значениями, указанными в заводской инструкции. Не допускается зачищать обгоревшие поверхности контактов, так как это создает дополнительный износ контактов и сокращает их срок службы.

Программа дополнительных и внутреннего осмотра должна составляться с учетом результатов анализа состояния трансформатора, условий эксплуатации, особенностей его конструкции [27, с. 82].

Окончательную оценку состояния трансформатора следует осуществлять по результатам всех испытаний и измерений и сравнением их с результатами предыдущих испытаний и измерений с учетом анализа данных по его эксплуатации [23, с. 146].

По результатам оценки состояния трансформатора принимается решение про сроки проведения соответствующего ремонта.

При выявлении неисправности привода устройства, избирателя или контактора трансформатор выводится в ремонт.

Технологическая карта текущего ремонта трансформаторных подстанций представлена в Приложении В.

Для проведения текущего ремонта трансформатор выводится из работы. Текущий ремонт трансформатора и устройства РПН проводится один раз в год. При этом межремонтный период трансформаторов, установленных в месте повышенного загрязнения, может быть уменьшен. Внеочередной текущий ремонт переключающего устройства проводят у трансформаторов с устройствами РПН после определенного количества операций по переключению в соответствии с указаниями заводских инструкций или по результатам испытаний (состояние масла в контакторе и пр.)

Технологическая карта капитального ремонта трансформаторных подстанций представлена в Приложении Г.

Первый капитальный ремонт трансформаторов (для основных трансформаторов на объекте) необходимо выполнять не позднее, чем через 12 лет после их ввода в работу с учетом результатов профилактических испытаний; для других трансформаторов, а в дальнейшем и для основных - при необходимости, в зависимости от результатов электрических испытаний и измерений и состояния трансформатора.

Во время капитального ремонта необходимо руководствоваться требованиями инструкций по эксплуатации составных частей и комплектующих изделий.

Требования к материалам, составным частям и комплектующим изделиям, которые применяются при капитальном ремонте трансформатора, указаны в общих технических условиях на капитальный ремонт трансформаторов [27, с. 65].

Во время капитального ремонта необходимо выполнять работы, направленные на обновление эксплуатационных характеристик трансформатора и его составляющих.

Эксплуатационный персонал обязан строго учитывать дефекты, неполадки в работе и повреждения устройств РПН, а также фиксировать, после какого числа переключений заменены контакты, выполнена реконструкция, заменены узлы и проведены ремонты [23, с. 147].

2. Организация технического обслуживания и ремонта электрической части трансформаторной подстанции 110/10 кВ «Верещагинская»


.1 Характеристика существующей схемы электроснабжения потребителей в районе размещения


Объект исследования в дипломной работе - трансформаторная подстанция «Верещагинская», - филиал ОАО «Кубаньэнерго» крупнейшей электросетевой компании на территории Краснодарского края и Республики Адыгея.

Юридический адрес организации: Краснодарский край, Армавирский район, г. Лабинск, ул. Калинина 39

Тел / факс: 8 (8622) 40-02-87; 40-07-09

ИНН/КПП: 2302052947 / 230201001 ОГРН: 1062302022155.

Подстанция «Верещагинская» - это трансформаторная подстанция районного типа, которая принимает электроэнергию непосредственно от высоковольтных ЛЭП и передает её на главные понизительные трансформаторные подстанции и непосредственным потребителям.

В 1922 году в столице Кубани учреждено объединение «Водэльтрам», в состав которого вошли городские и коммунальные службы по водоснабжению, транспорту (трамвай) и электроснабжению. Протяженность линий электропередачи составляла 45 км, электрические сети были рассчитаны на напряжение 2 кВ.

С утверждением плана ГОЭЛРО на Кубани началось бурное строительство электростанций, остановленное Великой Отечественной войной. К 1940 году суммарная мощность электростанций Кубани достигла 100 МВт, из них государственных только 35 МВт, а выработка электроэнергии за 1940 год составила 394 млн. кВт.ч.

В 1993 году в соответствии с законодательством России о приватизации государственных и муниципальных предприятий ПОЭиЭ «Краснодарэнерго» преобразовано в ОАО «Кубаньэнерго», в состав которого, кроме предприятий электрических сетей, в качестве филиалов вошли Краснодарская ТЭЦ, «Энергонадзор», ремонтно-строительные предприятия, учебный комбинат, пансионат отдыха, пионерский лагерь.

Работу подстанции «Верещагинская» регламентируют следующие нормативно-правовые акты и внутренняя документация предприятия - учредителя ОАО «Кубаньэнерго». Рассмотрим их:

Стандарт нормативных сроков работ по проектированию, строительству и реконструкции подстанций и линий электропередачи

Стандарт укрупненных показателей стоимости сооружения подстанций 35-750 кВ и линий электропередачи 6, - 10-750 кВ;

ГОСТ 721-77. Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В;

ГОСТ 21128-83 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения до 1000 В;

Приказ региональной энергетической комиссии - департамента цен и тарифов Краснодарского края № 5/2011 - "Об установлении платы по индивидуальному проекту за технологическое присоединение к электрическим сетям ОАО "Кубаньэнерго";

Единые (котловы) тарифы на услуги по передаче электрической энергии и мощности на 2013- 2014 гг.;

Справка о введении "котловых" расчетов за передачу электрической энергии в Краснодарском крае и Республике Адыгея;

Порядок взаимодействия ОАО "Кубаньэнерго" с хозяйственными обществами, акциями (долями) которых владеет ОАО "Кубаньэнерго" от 27.03.2013.

Рассмотрим состав отчётной и технической документации подстанции «Верещагинская»:

журнал проверки знаний электротехнического персонала;

журнал проверки знаний не электротехнического персонала;

журналы инструктажей;

оперативный журнал;

журнал распоряжений;

журнал учёта работ по нарядам и распоряжениям;

журнал учёта и содержания защитных средств;

журнал учёта и выдачи ключей от электрощитов, электропомещений;

перечень защитных средств;

инструкции (должностные, эксплуатационные, по охране труда, по пожарной безопасности) по каждому рабочему месту для электротехнического и электротехнологического персонала, их утверждённый перечень;

работа с электротехническим персоналом: программа производственного обучения для вновь принятого персонала, при переходе на другую должность и имеющего перерыв в работе более 1 года.

Отдельно выделим документы, регламентирующие работу оборудования подстанции - это:

действующие протоколы профилактических испытаний электроустановок;

проектную документацию на строящиеся и реконструируемые объекты.

график ППР электрооборудования, данные о его выполнении.

В марте 2011 ОАО «Кубаньэнерго», успешно прошло сертификационный аудит на соответствие трем международным стандартам:

ISO 9001:2000 «Системы менеджмента качества. Требования»;

ISO 14001:2004 «Системы экологического менеджмента. Требования и руководства по их применению»;

OHSAS 18001:2007 «Системы менеджмента профессионального здоровья и безопасности - Требования» [12].

Сертификаты соответствия качества электрической энергии подстанция 110 кВ «Верещагинская»:

РОСС.RU.Э018.В00291 39до 24.12.2016г.;

РОСС.RU.Э018.В00292 46 до 24.12.2016г.;

РОСС.RU.Э018.В00297 81до 28.07.2017г. [12].

На современном этапе основная задача подстанции - это обеспечивать надежное и стабильное энергоснабжение потребителей Армавирского района Краснодарского края. Непосредственные потребители электроэнергии подстанция «Верещагинская» представлены в таблице 4.


Таблица 4 - Электрические нагрузки потребителей подстанция «Верещагинская»

Наименование потребителейЗимой, в (А)Летом, в (А)cos jст. Ахметовское951340,95ст. Владимирская2102040,95ст. Вознесенская2721400,95ст. Каладыженское120910,95пос. Лучевое65450,95Котельная 1- 172191170,95хут. Харьковский35130,95с. Упорненское1550,95Котельная 2-17501170,95Итого1081866----

В 2013 году на объектах электрических сетей подстанция «Верещагинская» произошло 1835 ТН, недоотпуск электроэнергии потребителям составил 3380,7 тыс.кВт*час.

Недоотпуск электрической энергии в 2013 году увеличился в сравнении с 2012 годом на 4,9%.

Общее число технологических нарушений, произошедших в 2013 году, увеличилось по сравнению с 2012 годом на 155 ТН (9%).

2.2 Обзор оборудования и производственных фондов подстанция «Верещагинская»


На территории производственной базы подстанции «Верещагинская» располагаются:

Двухэтажное ремонтно-производственное здание, в котором размещены:

  • стационарная электролаборатория;
  • электромеханическая мастерская;
  • лаборатория по ремонту электрощётчиков;
  • бытовые помещения.

2Отапливаемые гаражи на 11 автомашин, в которых размещены: столярная мастерская; токарная мастерская.

3Производственное одноэтажное здание, в котором размещены следующие службы: диспетчерская служба, служба уличного освещения, бригада по эксплуатации ВЛ-10,0.4 кВ.

Складские помещения.

Объём распределительных электрических сетей в условных единицах составляет 5574,38

Электроснабжение потребителей осуществляется на напряжение 10 кВ от распределительных подстанций:

  • от п/ст 220/110/10 кВ «Ахметовское» по фидерам № 14,17,32,39;
  • от п/ст 110/35/10 кВ «ст. Владимирская» по фидерам № 2,3,6,16,20,21,22;
  • от п/ст 110/10 кВ «ст. Вознесенская» по фидерам № 1,3,7,13;
  • от п/ст 110/10 кВ «ст. Каладыженское» по фидеру № 4;
  • от п/ст 110/10 кВ «пос. Лучевое» по фидерам №№ 2,4;
  • от п/ст 110/10 кВ «хут. Харьковский» по фидеру № 17;
  • от п/ст 110/10 кВ «с. Упорненское» № 8;
  • от п/ст 110/10 кВ «Котельная 1-17 и Котельная 2-17» № 14,22.
  • Основные фонды подстанции «Верещагинская» составляют:
  • передаточные устройства - 51,4 %
  • оборудование и машины - 18,0 %
  • транспортные средства - 2,0 %
  • здания - 26,0 %
  • производственный инвентарь - 0,1 %
  • вычислительная техника - 0,1 %
  • измерительные и регулирующие приборы и устройства и лабораторное оборудование - 2,4 %
  • Как видно, основными фондами являются распределительные сети 10-0.4 кВ.
  • ЛЭП-10 кВ составляют 116,34 км, из них:
  • кабельные - 70,37 км
  • воздушные на ж/б опорах - 28,6 км
  • на деревянных опорах - 17,37 км
  • ЛЭП-0.4 кВ составляют 172,58 км, из них:
  • кабельные - 60,72 км
  • воздушные на ж/б опорах - 64,25 км
  • на деревянных опорах с ж/б приставками - 47,61 км
  • Характеристика технического состояния электрических сетей подстанции (на 01.01.2014г.): высоковольтные линии 110/10 кВ представлена в Приложении Д.
  • Увеличение протяжённости кабельных и воздушных линий произошло от нового строительства и принятия на баланс линий других предприятий.
  • Оборудование трансформаторной подстанции напряжением 10 кВ:
  • разъединители РВ-10/400-600
  • выключатели нагрузки ВН-16, ВНП-16, ВНЗ-17, ВНП-10, ВНР-10;
  • масляные выключатели ВМГ-133, ВМГ-10;
  • приводы ПР-2, ПРБА, ПЭ-11, ПП-67, ППВ-10.

Камеры с масляными выключателями установлены в основном на центральных распределительных пунктах.

Трансформаторная мощность трансформаторной подстанции от 63 до 1000 кВА.

Оборудование РУ-0.4 кВ ТП-щиты ЩО-59, ЩО-70.

Сети уличного освещения размещены на опорах совместно с абонентской линией.

Всего фонарей 2691 шт., из них:

с ртутными лампами 2501 шт.

с лампами накаливания 190 шт.

Управление сетями уличного освещения осуществляется при помощи телемеханической установки УТУ-4М-10.

Питание 1 секции 10 кВ осуществляется от трансформатора 1Т. Параллельная работа трансформаторов 1Т и 2Т на напряжениях 10 кВ, допускается кратковременно (не более 10 минут) при производстве переключений по переводу нагрузки с одного трансформатора на другой.

Регулирование напряжения на шинах 10 кВ подстанции осуществляется с помощью устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов 1Т, 2Т автоматически или дистанционно.

В цепи линий установлены аппараты, необходимые для эксплуатационных включений и отключений линий, для их отключений при чрезмерных перегрузках и коротких замыканиях, а также для отсоединения аппаратов линий от сборных шин или от сети при их ремонтах.

Силовые выключатели рассчитаны на отключение рабочих токов и токов короткого замыкания. На стороне 10 кВ установлены выключатели: ВК-10-20/630.

Разъединители применяются для снятия напряжения с цепи при отключенной нагрузке. Для предупреждения аварий между силовыми выключателями и разъединителями данной цепи предусматривается механическая и электромагнитная блокировка, недопускающая отключение разъединителя при включенном выключателе.

На стороне 110 кВ установлены разъединители: РНДЗ-1б-110У1 и РНДЗ-2-110У1; на стороне 10 кВ на линиях 1Т - КРУН-10 кВ и 2Т - КРУН-10 кВ установлены разъединители РНДЗ-1-10/2000.

В результате электромагнитных процессов, связанных с резким изменением режима работы электрических сетей внутри электроустановки, или внешних воздействий, например, молний, возникают перенапряжения. Для защиты от них на стороне 110 кВ применяют разрядники РВС - 110/73 - 10(I)УХЛ1 и для защиты изоляции нейтралей трансформаторов РВС - 110/44 - 10(I)УХЛ1; на стороне 10 кВ: РВ0 - 10/11 - 10(I)УХЛ1.

Для обеспечения измерения токов и напряжений в электроустановках высокого напряжения подстанции «Верещагинская» применяют трансформаторы тока и трансформаторы напряжения - таблица 5.


Таблица 5 - Трансформаторы тока и трансформаторы напряжения подстанции «Верещагинская»

U,кВТрансформатор токаТрансформатор напряжения10ТЛМ-10НАМИ-1010ТЛН-10--

Схема КРУН-10 кВ одно-секционированная система шин. Каждый из двух трансформаторов питает свои секции шины с одним выключателем на цепь. Шины соединены секционным выключателем. Эта схема выбрана из-за того, что к шинам присоединено большое количество приемников, а также учитывается необходимость сто процентного резервирования. Обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений.

В нормальном режиме работы секционный выключатель отключен, каждый трансформатор питает свою секцию шин. При выходе из строя одного из трансформаторов, он отключается, срабатывает секционный выключатель, питание всех потребителей производится через второй трансформатор. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы. Однако эта схема имеет свои недостатки. Так повреждение шиносоединительного выключателя равноценно короткому замыканию на обеих системах шин, то есть приводит к отключению всех присоединений.


Таблица 6 - Паспортные данные трансформаторов напряжения подстанции «Верещагинская»

Тип трансформатораUвн, кВUнн, кВn, шт. DDРхх,

кВтDDРкз,

кВтIхх,

%Uкз,

%ТМН-10000/11038,56,6236145110,5ТД-6300/110356,62502300,910,5

Мощность трансформаторов необходимо определять с учетом его перегрузочной способности. Систематическая перегрузочная способность можно характеризовать коэффициентом заполнения графика нагрузки.

Коэффициент заполнения графика нагрузки:


(2)


Перегрузка не должна превышать 15%, поэтому примем мл=0,15. Суммарный коэффициент кратности допустимой перегрузки равен:


(3)

,


Допустимая перегрузка на трансформаторы подстанции «Верещагинская» с учетом допустимой систематической перегрузки в номинальном режиме равна:


, (4)

кВ×А;

кВ×А


Сравнивая полученные данные можно сделать вывод, что оба трансформатора подстанции «Верещагинская» обеспечивают требуемой мощностью потребителей.

Оба трансформатора обеспечивают требуемую надежность в соответствии с категорией потребителей электрической энергии

При этом, надежность схемы на стороне напряжения 10 кВ повышается за счет применения шкафов КРУ-10 кВ, позволяющих производить быструю замену выкатной части ячейки для ремонта выключателя. Установлены ячейки K-37. Для питания собственных нужд установлены два трансформатора ТМ - 160/10/0,4, присоединенные к секциям 10 кВ.

Распределение электроэнергии от подстанции осуществляется: 10 кВ - кабельными и воздушными ЛЭП.

Контроль за режимом работы подстанции осуществляем с помощью контрольно-измерительных приборов: вольтметра, ваттметра, варметра, счётчиков активной и реактивной энергии. Выбор и сравнение трансформаторов тока приведён в таблице 7.

Таблица 7 - Контроль и проверка трансформаторов тока подстанции «Верещагинская»

ТФЗМ - 110Б-1Условие выбора и проверкиРасчётные данныеКаталожные данные110 кВ110 кВ75,1А300 АBк=5,2 кА2с2187 Ка2сiу=20,2 кА62 кАТШЛ-1010 кВ10 кВ825,6А1500 АBк=22,4 кА2с2187 Ка2сiу=38,9 кА69 кАТПЛ-1010 кВ10 кВ272А400 АBк=22,4 кА2с3675 Ка2сiу=38,9 кА66 кА

Для проверки трансформаторов тока подстанции «Верещагинская» по вторичной загрузки, пользуясь каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам - 8.


Таблица 8 - Приборы для проверки трансформаторов тока подстанции «Верещагинская»

ПриборТипНагрузка, В·АФаза АФаза ВФаза САмперметрЭ3650,10,10,1ВаттметрД3651,5-1,5ВарметрД3652,5-2,5Счётчик активной энергииСА4У-И670(3)2,52,52,5Счётчик реактивной энергииСР4У-И670(3)2,52,52,5РЗиА555Итого14,110,114,1

Из таблицы 8 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С. Производим проверку по вторичной нагрузке трансформаторов тока ТФЗМ 110Б-1. Общее сопротивление приборов составляет:


Ом.


Таким образом, основными фондами подстанции «Верещагинская» являются распределительные сети 10-0.4 кВ; управление сетями уличного освещения осуществляется при помощи телемеханической установки УТУ-4М-10.

Электрических сетей подстанции находятся в удовлетворительном состоянии и отвечают предъявляемым требованиям к эксплуатации. Однако большая длина кабельных линий, и как следствие, высокий уровень емкостных токов, требующий применения соответствующего оборудования.

Электрическая часть трансформаторов подстанции - Т1 и Т2 имеет высокую степень износа, что приводит к перебоям подачи электроэнергии потребителям. Так, проведенный анализ показал, что в 2013 году недоотпуск электроэнергии потребителям составил 3380,7 тыс.кВт*час. Недоотпуск электрической энергии в 2013 году увеличился в сравнении с 2012 годом на 4,9%.

За время эксплуатации всё электротехническое оборудование практически выработало свой ресурс. Наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

.3 Организация технического обслуживания и ремонта электрической части трансформаторной подстанции 110/10 кВ «Верещагинская»


На подстанции «Верещагинская» проводится комплекс мероприятий, включающий систему технического обслуживания и ремонта электрической части трансформаторной подстанции, обеспечивающий содержание в исправном состоянии и соблюдение требований по безопасной эксплуатации электрических сетей и силовых трансформаторов.

На подстанции «Верещагинская» обеспечение выполнения комплекса мероприятий возлагается на первого руководителя предприятия.

Техническое обслуживание и ремонт электрической части трансформаторной подстанции выполняются в объеме и сроки, установленные «Методическими рекомендациями по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и линейных сооружений коммунальных распределительных сетей. Техническое обслуживание и ремонт трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ» и другими нормативными документами, регламентирующие деятельность подстанции и рассмотренными в п. 2.2 данной работы.

Ведомость ремонтных работ и листок осмотра трансформаторной подстанции «Верещагинская» представлен в Приложении Е.

К техническому обслуживанию и ремонту электрической части трансформаторной подстанции привлекаются предприятия - специализированные организации. При этом, передача предприятием - владельцем работ по ТО и ремонту специализированным организациям должна оформляется специальным договором, заключенным между заинтересованными сторонами.


Таблица 9 - Перечень технической документации по эксплуатации трансформаторной подстанции «Верещагинская»

Техническая документацияСрок хранения 1. Документация по приемке ТП в эксплуатациюВ течение всего срока эксплуатации ТП2. Эксплуатационный паспортВ течение всего срока эксплуатации ТП3. Листок осмотра ТПДо очередного ремонта4. Ведомость измерения нагрузок и напряжений ТП5 лет5. Журнал дефектов ТП В течение всего срока эксплуатации ТП6. Журнал регистрации результатов испытаний оборудованияВ течение всего срока эксплуатации ТП

Перечень работ по техническому обслуживанию трансформаторной подстанции «Верещагинская» представлен в Приложении Ж.

Графики ТО электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская» а утверждаются техническим руководителем (главным инженером) подстанции «Верещагинская».

Годовой план-график технического обслуживания трансформаторной подстанции «Верещагинская» представлен в Приложении Е.

Месячный план-график отключений ТП составляется на основании годового плана-графика ремонтов ТП и согласовывается потребителями подстанции.

Эксплуатационный паспорт ТП (рисунок 3) заполняется в ПЭС (РЭС). В нем должны быть указаны место установки, диспетчерский номер, мощность ТП, основные данные силовых трансформаторов, характеристика потребителей (основных), сведения об испытаниях основного оборудования. Предлагаемый образец эксплуатационного паспорта позволяет использовать его как для однотрансформаторных ТП типа МТП, КТП, КТПП, так и для двухтрансформаторных ТП типа КТПП и ЗТП.


Рисунок 3 - Эксплуатационный паспорт подстанции «Верещагинская»


Техническое обслуживание электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская» осуществляется оперативным персоналом цехов электростанций, при этом контроль за состоянием и применением средств измерений, релейной защиты и автоматического регулирования, калориметрических установок, а также их ремонт осуществляет персонал участка подстанции.

Ремонт электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская» осуществляется в соответствии с технологическими картами - Приложения В и Г.

Согласно Технологическим картам и «Методическим рекомендациям по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и линейных сооружений коммунальных распределительных сетей. Техническое обслуживание и ремонт трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ» ремонт подстанции «Верещагинская» включает следующие работы:

демонтаж и замена поврежденных элементов разъединителей, выключателей нагрузки и их приводов, тяг к приводам разъединителей, устройств блокировки, устройств компенсации реактивной мощности;

демонтаж и замена поврежденных полюсов масляных, вакуумных выключателей, разрядников, предохранителей, измерительных трансформаторов, низковольтных автоматических выключателей;

демонтаж и замена поврежденных (перегруженных) силовых трансформаторов;

демонтаж и замена проводов 0,4 кВ внутри и снаружи трансформаторной подстанции;

демонтаж и замена поврежденной изоляции вводов, изоляции сборных шин;

замена и ремонт средств связи, релейной защиты и автоматики;

ремонт зданий - стен, пола, кабельных приямков, перекрытий, дверей, кровли, фундаментов;

замена и ремонт стоек, приставок, лежней, траверс, бандажей, узлов крепления и сочленения, площадок, поручней, лестниц, кронштейнов МТП и КТП;

ремонт заземляющих устройств, восстановление и усиление контуров заземления и заземлителей.

Ремонтные работы по их окончании принимаются и оцениваются по качеству выполнения. Оценку качества работ необходимо производить комиссией, назначаемой распоряжением по ПЭС (РЭС), с составлением акта-отчета о ремонте.

Ремонт считается выполненным, если полностью завершены все работы, предусмотренные в ведомости ремонтов трансформаторной подстанции - приложение З.

Утвержденный отчет о выполненном ремонте является основанием для отражения затрат и списания материалов, оборудования, горюче-смазочных материалов.

На подстанции «Верещагинская» разработано и утверждено «Положение по организации и проведению ведомственного контроля за безопасной эксплуатацией энерго предприятия», которое предусматривает:

периодичность и объем проводимых проверок;

порядок выявления и устранения нарушений;

оценку состояния электрических сетей и оборудования;

проверку деятельности руководителей служб цехов и других подразделений по обеспечению ими условий для соблюдения на рабочих местах требований инструкций и правил.

Организация контроля на подстанции «Верещагинская» возлагается на технического руководителя энергопредприятия - главного инженера ОАО «Кубаньэнерго».

Аварийно-восстановительные работы на подстанции осуществляют аварийные бригады и специализированные подразделения ОАО «Кубаньэнерго».

Деятельность аварийных бригад подстанции «Верещагинская» по локализации и ликвидации аварийных ситуаций определяется планом ликвидации и локализации аварий и планом взаимодействия служб различного назначения, которые разработаны с учетом местных условий и условий эксплуатации трансформаторной подстанции.

3. Проект ремонта электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»


.1 Выбор и обоснование замены электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»


Проект ремонта электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская» необходимо начинать с выбора электрооборудования подстанции - рисунок 4.


Рисунок 4 - Последовательность ремонтных работ по проекту ремонта электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»


В первую очередь произведем выбор токоведущих частей. Подстанция получает питание по воздушной двухцепной линии электропередач 110 кВ. При выборе сечения проводов необходимо учитывать ряд технических и экономических факторов:

- нагрев от длительного выделения тепла рабочим током;

нагрев от кратковременного выделения тепла током К.З.;

падение напряжения в проводах воздушной линии от проходящего тока в нормальном и аварийном режимах;

механическая прочность.

Расчет проводов для линий электропередач 110 кВ проведем по экономической плотности тока jэк. При расчете по экономической плотности тока сечение проводов выбирается по выражению


, (5)


где jэк = 1,4 А/мм2 - экономическая плотность тока.

Тогда, для линии электропередач подстанции «Верещагинская» 110 кВ сечение равно: мм2

По полученным значениям выбираем марку провода. Для двухцепной линии напряжением 110 кВ выбираем номинальное сечение провода и марку:

Для окончательного обоснования выбора данной марки провода необходимо проверить по допустимой потере напряжения.


, (6)

, (7)

, (8)

, (9)


где P- активная мощность, кВт; - реактивная мощность, кВар; - активное сопротивление линии, Ом/км;- индуктивное сопротивление линии, Ом/км; - напряжение сети, кВ.

Используя формулу (5) определяем потерю напряжения для линии:


В


Определим допустимую потерю напряжения в линии электропередач подстанции «Верещагинская» 110 кВ:


?Uдоп = U / Uн * 100, (10)

? U АП = 124 / 110000 * 100 = 0.11 или 11%.


Допускается потеря напряжения в линии не более 11%:

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле.

Произведем расчет активного сопротивления по формуле:


, (11)


где Iн - вторичный ток прибора; Sпр - мощность, потребляемая приборами;приб = (0.1 + 0.5 + 0.5 + 5 + 5) / 5*5 = 0,44 Ом

Полное сопротивление проводов:пров = 1,4 - 0,44 - 0,12 = 0,84 Ом

Длее определим проводимость:= 2,84 / 0,84 = 3,4

По условию прочности сечения жил 3,4 < 6

Выбор трансформатора тока на сторону 10кВ занесены в таблицу 10.


Таблица 10 - Выбор трансформатора тока

ПараметрыУсловие выбораНоминальное значениеРасчетное значениеUном, кВUн ³ Up110110Iном, АIн ³ Ip300134,4Эл. стойкость, кАKэд/2×I1ном³ iуд15014,8Вторичная нагрузкаZном1,10,99

Трансформатор напряжения предназначен для уменьшения первичного напряжения до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле. Приборы присоединенные к трансформатору напряжения в таблице 11.


Таблица 11 - Приборы присоединенные к трансформатору напряжения

ПриборТипВольтметрЭ-377ВаттметрД-305ВарметрД-305Счетчик активной энергииИ 672МСчетчик реактивной энергииИ 673М

Суммарная мощность приборов: SS = 25 В*А

Данные выбора трансформатора напряжения занесены в таблицу 12


Таблица 12 -Выбор трансформатора напряжения

ПараметрыУсловие выбораНоминальное значениеРасчетное значениеUном, кВUн ³ Up106,3Вторичная нагрузкаSном ³ S2S11025

Таким образом, выбираем трансформатор тока ТМН - 10000/110, класса точности 0.5

Выбираем трансформатор напряжения НТМИ - 10 - 66 УЗ:

Н - трансформатор напряжения;

Т - трехфазный;

М - с естественным масляным охлаждением;

И - для измерительных цепей;

,5 - класс точности;

Далее произведем выбор комплексного распределительного устройства, которое предназначено для приёма и распределения электроэнергии трёхфазного переменного тока промышленной частоты, состоят из набора типовых шкафов в металлической оболочке. В шкафы комплектного распределительного устройства встраивают выключатели, трансформаторы напряжения, разрядники.

На рисунке 5 представлены условия выбора выключателей.


Рисунок 5 - Условия выбора комплексного распределительного устройства


Параметры выбора разъединителей, отделителей и короткозамыкателей на напряжение 110 кВ сведены в таблицу 13.

Выбираем электрооборудование: РЛНД - 1 - 110У - 100, ОД - 110 - 330, КЗ - 110.


Таблица 13 - Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Выбор оборудованияУсловие выбора Расчетные параметр электрической цепиКаталожные данные оборудованияКороткоза- мыкателиUном, с ЈЈ Uном Uном, с, кВ110Uном, кВ110Iу, с ЈЈ IуIу, с, кА37Iу, с, кА51Вк ЈЈ I2терЧЧ tтерВк, кАЧЧс11Iтер, кА12,5/3ОтделителиUном, с ЈЈ Uном Uном, с, кВ110Uном, кВ110Iном, с ЈЈ IномIном, с, А181Iном, А630Iу, с ЈЈ IуIу, с, кА37Iу, с, кА80Вк ЈЈ I2терЧЧ tтерВк, кАЧЧс11Iтер, кА31,5/3Разъеде- нителиUном. с ЈЈ Uном Uном. с, кВ110Uном, кВ110Iном, с ЈЈ IномIном, с, А181Iном, А1000Iп, с ЈЈ IпIп, с, кА12Iп, кА31,5Iу, с ЈЈ IуIу, с, кА37Iу, с, кА80Вк ЈЈ I2терЧЧ tтерBк, кАЧЧс9Iтер, кА31,5/4

При напряжении 10 кВ в настоящее время наибольшее распространение получили комплектные распределительные устройства с вакуумными выключателями, благодаря своим достоинствам:

  • высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения;
  • резкое снижение эксплутационных затрат;
  • полная взрыво и пожаробезопасность и возможность работы в агрессивных средах;
  • широкий диапазон температур, в котором возможна работа вакуумной дугогасительной камеры;
  • повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам вследствие малой массы и компактной конструкции аппарата;
  • произвольное рабочее положение и малые габариты, что позволяет создавать различные компоновки распределительных устройств (РУ);
  • бесшумность, чистота, удобство обслуживания, обусловленные малыми выделениями энергии в дуге и отсутствие выброса масла, газов при отключении КЗ;
  • отсутствие загрязнений окружающей среды;
  • высокая надёжность и безопасность эксплуатации, сокращение времени на монтаж.

В качестве распределительного устройства 10 кВ целесообразно применить закрытое распределительное устройство заводского изготовления, состоящего из отдельных ячеек различного назначения.

Результаты выбора выключателей в КРУ сведем в таблицу 14.


Таблица 14 - Выбор выключателей на отходящих линиях подстанции «Верещагинская»

Условия выбораРасчетные данныеКаталожные данныеUуст £ Uн Uуст = 6,3кВ, кВUн =10, кВIр £ IнIр = 15,9, АIн = 160, АIк £ Iотк.н.Iк=1,8, кАIотк.н. =20, кАiуд. £ iдинiуд. =20,5, кАiдин = 52, кАВк £ I2тер * tтерВк, кА2* сI2тер * tтер, кА2

Выбираем выключатель ВМПЭ - 10 - 160-20, встроенный в комплексное распределительное устройство.

Защита, для которой воздействующей величиной является ток, называется токовой защитой. Этот вид защиты в системах электроснабжения получил наибольшее распространение. Первыми токовыми защитами были плавкие предохранители. Суть защиты плавким предохранителем заключается в том, что при протекании большого тока плавкая вставка разрушается и цепь разрывается. В токовых защитах применяются электромагнитные реле максимального и минимального тока. Реле максимального тока действует при превышении воздействующей величины тока срабатывания реле, а реле минимального тока - при снижении воздействующей величины менее тока срабатывания реле. Токовые защиты делятся на максимальные токовые защиты и токовые отсечки. Токовая отсечка - это защита, которая срабатывает мгновенно.

Трансформаторы мощностью от 1000 кВА имеют газовую защиту, которая реагирует на все виды внутренних повреждений трансформатора, а также действует при утечке масла из бака. При КЗ в трансформаторе разлагаются масло и изоляционные материалы. Образуются газы, которые устремляются в расширитель. Интенсивное газовыделение вызывает движение масла и приводит в действие газовое реле, которое устанавливается на патрубке, соединяющем бак трансформатора с расширителем. При утечке масла опускается нижний поплавок, защита срабатывает и отключает трансформатор от сети.


.2 Проект графика проведения ремонтов электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»


График проведения технических обслуживаний и ремонтов электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская» сформируем с учетом системы планово-предупредительных ремонтов электротехнического оборудования, которая строится на использовании следующих нормативов:

ремонтные циклы и их структура;

длительность межремонтных периодов и периодичность технического обслуживания электротехнического оборудования;

категории сложности ремонта электротехнического оборудования;

нормативы трудоемкости ремонтных работ электротехнического оборудования;

нормы запаса деталей и сборных узлов.

Произведенные расчеты включаются в систему текущего внутрипроизводственного планирования с соответствующим ассигнованием средств и последующим учетом затрат на производство продукции.

На подстанции «Верещагинская» техническое обслуживание и ремонт электротехнического оборудования осуществляет служба главного энергетика.

Сформированная система ППР предусматривает осуществление следующих мероприятий:

установление сложности и содержания ремонтных работ;

разработку норм и определение затрат времени на выполнение работ;

определение простоев в ремонте;

расчет расхода материалов и стоимости ремонта;

определение текущего и нормативного запаса сменных деталей;

установление структуры ремонтного цикла;

организацию соответствующей базы запасных частей;

организационную структуру эксплуатационного и ремонтного обслуживания;

контроль качества ремонта и контроль качества эксплуатации оборудования подстанции «Верещагинская»;

разработку и проведение мероприятий, обеспечивающих эффективные методы ремонта электрического оборудования подстанции.

Оборудование подстанции «Верещагинская» работает непрерывно, и поэтому ремонтные циклы не учитывают сменности работы. Продолжительность межосмотрового периода планируется только для установок, не имеющих постоянного дежурного персонала.

При отличии условий от оговоренных выше корректировка нормативов производится в соответствии с приведенными в соответствующих разделах данной Системы ППР ЭО коэффициентами.

Таблица 15 - Данные по наработкам трансформатора подстанции «Верещагинская» за годы ремонтного цикла

Период ремонтного цикла1234ДатыНачало5.06.20105.06.20115.06. 20124.06. 2013Конец 4.09.20104.09.20115.09. 20125.04.2013Наработка, час.7270715072507320

Назначенный межремонтный ресурс вычисляется по формуле:

Ркрб = 7270 + 7150 + 7250 + 7320 + 1120 = 30110 ч.

Базовые значения межремонтного ресурса для каждого типа трансформаторов приведены в таблице 16.


Таблица 16 - Базовые значения межремонтного ресурса трансформатора подстанции «Верещагинская» за годы ремонтного цикла

Условный номер оборудованияЗначения Pкрб, час.1Т - ТМН-10000/110301002Т - ТД-6300/11028900

Установленный в качестве норматива назначенный межремонтный ресурс равен 31050 ч.

Фактическое значение наработки энергоблока за один полный календарный год, предшествующий моменту расчета, то есть в период с 05.02.2014 по 04.02.2014, равно 5100 ч.

Прогнозируемое значение средней наработки энергоблока за один календарный год в период от момента расчета до конца ремонтного цикла экспертным путем принимается на 10% меньше:

Тр = 0,9 * 5100 = 4590 ч.

Сроки проведения текущих и капитальных ремонтов оборудования установленного на подстанции приведены в таблице 17.


Таблица 17 - График проведения текущих и капитальных ремонтов оборудования

Наименование оборудованияСроки текущих ремонтовСроки капитальных ремонтовПримечаниеТрансформаторы и автотрансформаторы с РПНЕжегодноВнеочередной ремонт РПН производится в соответствии с заводскими инструкциямиСистемы охлаждения Д, ДЦ и Трансформаторов.ЕжегодноПри ремонтах трансформаторовОтделители и короткозамыкатели2 раза в год1 раз в 2 годаТек. ремонты ежегодно весной и осеньюМасляные выключателиУ-ВМПП-10, ВМП-10к, ВМПЭ-10, ВМП-10Э, 1 раз в 6 лет при условии контроля характеристик выключателя с приводом в межремонтный период Число отключений К.З. любой из фаз выключателями 10-35-110-220 кВ, после которых они выводятся в ремонт Разъединители и заземляющие ножЛР 1 раз в 3-4 года1 раз в 6 летШинные разъединители по мере необходимостиОстальные аппараты РУПо мере необходимости, по результатам испытаний

Прогнозируемое значение средней наработки за один календарный год рассчитываемого ремонтного цикла принимается равным 4590 ч.

Тогда, календарная продолжительность ремонтного цикла определяется по формуле:

Для 1Т Тц = 30100 / 4590 = 6,6 лет.

Для 2Т Тц = 28900 / 4590 = 6,3 года.

3.3 Экономическое обоснование проекта ремонта электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»


Экономическую оценку разработанного проекта рассмотрим с точки зрения рентабельности (выгодности) капиталовложений в текущий ремонт электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская». Для этого вначале определим сумму капиталовложений по формуле:


К рем = Ктек + К монтаж, (12)


гдеК тек - капитальные вложения, необходимые для ремонтных работ подстанции, тыс. руб.;

К монтаж - капитальные вложения, необходимые для закупки, доставки и монтажа нового оборудования подстанции и демонтажа старого оборудования подстанции;

Приведенные затраты определяются по формуле:


ЗС = Ен · Крем + СС, (13)


где ЗС - приведенные затраты всей сети, тыс. руб./год;

Ен=0,12- нормативный коэффициент приведенных затрат, 1/год.

СС- эксплуатационные издержки сети, тыс. руб./год;

Норма трудоемкости ремонтов и технического обслуживания аппаратов высокого напряжения определены на основании типовых объемов ремонтных работ для каждого вида оборудования и его параметрами - мощностью, конструктивным исполнением и их назначением с учетом опытных данных.

По данным таблицы 18, трудозатраты по проекту составляют 98,5 тыс. руб.

Таблица 18 - Трудозатраты при проведении ремонта электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»

Состав бригадыТрудозатраты, чел×час.Стоимость часа, тыс. руб.Стоимость работ, тыс. руб.Эл. слесарь 5 р. (производитель работ) - 1 чел124 0,6276,88Эл. слесарь 3 р. (член бригады) - 1 чел400,5421,6Итого 98,48

Поскольку подстанция «Верещагинская» является филиалом ОАО «Кубаньэнерго» и имеет право обновлять свои производственные фонды только через организацию тендерных поставок оборудования обслуживающей компании (ООО «Кубаньэнерго-Транс»), то стоимость оборудования определим исходя из прайс - листа обслуживающей компании - Приложение З.

Так, стоимость комплектной трансформаторной подстанции 2БКТП 100-1600-10(6)/0,4 на один трансформатор составляет 650 тыс. руб.

Тогда стоимость капитальных затрат составляет:

Крем = 650 + 98,5 = 748,5 тыс. руб.

Далее определим эксплуатационные расходы.

Как показал проведенный в работе анализ, отчисления на эксплуатацию основного оборудования подстанции в настоящее время составляют 13,6%.

В результате ремонта электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская», включая полную замену трансформатора 2Т, будут установлены вакуумные выключатели, затраты на эксплуатацию которых минимальны, также предусматривается использование счетчиков ЕвроАльфа, позволяющих полностью автоматизировать систему учета электроэнергии. Вышеуказанные факторы позволять снизить издержки на эксплуатацию до 2% и составят 11,6%.

Следовательно, эксплуатационные затраты оборудования вычисляется по формуле:

Э t = (Э0 - Э1) / 100* Крем, тыс. руб.(14)

Э t = (13,6 - 2) / 100 * 748,5 = 8,68 или 8,7 тыс. руб.


В целях определения экономической целесообразности необходимо определить экономический эффект от замены оборудования и ремонта по проекту.

Как показал анализ, в 2013 году на объектах электрических сетей подстанция «Верещагинская» произошло 1835 ТН, недоотпуск электроэнергии потребителям составил 3380,7 тыс.кВт*час.

При цене для потребителей в 3,48 руб. за кВт, потери выгоды для подстанции «Верещагинская» в 2013 году составили:

П = (3380,7 * 3,48) / 1000 = 11,76 тыс. руб.

Таким образом, эффективность ремонтных работ составит

Эф = 11,76 - 8,7 = 3,06 тыс. руб.

Отметим, что замена одного из трансформаторов подстанции обеспечит увеличение максимальной нагрузки и мощности подстанции «Верещагинская» на 15%. Поскольку в 2013 году общий объем электроэнергии, предоставленной потребителям подстанции «Верещагинская» составил 1008305, то приток средств от замены трансформатора ТД - 6300/110 на ТМН - 10000/110 составит:

Приток = 1008305 * 0,15 = 151245,8 кВт

Примоток средств = (151245,8 * 3,48) / 1000 = 526,3 тыс. руб.


Таблица 19 - Расчет эффективности замены трансформатора и ремонтных работ подстанции электрической части подстанции «Верещагинская»

Показатель2014 год2015 год1. Капитальные затраты на ремонт (инвестиции), тыс. руб.- 748,5--2. Эксплуатационные затраты, тыс. руб.8,78,73. Приток средств от организации бесперебойного обеспечения подачи электроэнергии, тыс. руб.11,7611,764. Приток средств от увеличения мощности подстанции, тыс. руб.526,3526,35. Экономическая выгода от эксплуатации (стр.3 -стр.2), тыс. руб.3,063,066. Окупаемость капитальных затрат (стр.1 +стр.2 - стр.3-стр.4), тыс. руб.- 219,14 +307,16

Таким образом, капиталовложения, связанные с ремонтом электрической части подстанции «Верещагинская» и замены трансформатора ТД - 6300/110 на ТМН - 10000/110 с увеличением мощности подстанции на 15% окупаются на второй год эксплуатации электротехнического оборудования.


.4 Меры и техника безопасности при эксплуатации электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»


Монтаж, опробование, эксплуатацию и ремонты трансформаторов необходимо выполнять согласно с ДНАОП 1.1.10-01-97, ГОСТ 11677-85, а также НАПБ А.01.001-95.

Монтаж трансформаторов напряжением 110 кВ и выше необходимо выполнять согласно с РД 16.363-87.

Во время эксплуатации и испытаний трансформаторов их баки должны быть заземлены.

Запрещается нахождение на крышке бака и подъем инструментов и других предметов на крышку бака во время работы трансформатора.

Осмотр газового реле следует осуществлять со специальной площадки стационарной лестницы трансформатора.

Во время осмотра работающего трансформатора запрещается находиться в зоне выброса масла из предохранительного клапана или выхлопной трубы.

Запрещается приближаться к трансформатору, находящемуся под напряжением с явными признаками повреждения: посторонние шумы, разряды на изоляторах, сильная (струей) течь масла и др.

Запрещается переключать рукояткой устройства РПН трансформатора, находящегося под напряжением.

На работающем трансформаторе зажимы вторичных обмоток встроенных трансформаторов тока должны быть замкнуты накоротко при помощи специальных перемычек в шкафу зажимов или присоединениями вторичных цепей защит, электроавтоматики, и измерений. При этом запрещается разрывать цепи. подключенные к вторичным обмоткам трансформаторов тока без предварительного закорачивания обмоток перемычкой.

Для выполнения монтажных или ремонтных работ внутри бака трансформатора необходимо продуть бак трансформатора сухим чистым воздухом и обеспечить естественную вентиляцию открытием верхних и нижних люков. В процессе выполнения работ необходимо осуществлять непрерывный контроль за людьми, находящимися внутри бака трансформатора.

Во время заполнения трансформатора маслом или во время слива масла бак трансформатора и выводы его обмоток должны быть заземлены, чтобы исключить появление электростатических разрядов.

Необходимо избегать попадания и длительного воздействия трансформаторного масла на кожу.

Техника безопасности при высоковольтных работах

При использовании совершенно любого электрооборудования очень важным является соблюдение правил техники безопасности. Нельзя пренебрегать какими-либо неисправностями, обнаруженными в электрооборудовании, такое халатное отношение, прежде всего к самому себе, приводит к травмам различной степени тяжести, а иногда и к смертельному исходу.

Основы безопасности при работе с напряжением более 36 В должен знать каждый. Жизнь слишком ценный подарок природы, чтобы ее терять из-за невнимательности или неаккуратности.

Для уменьшения опасности поражения током применяют ряд мер, основными из которых являются: защитное заземление; зануление; изоляция токоведущих частей; применение пониженного напряжения; применение изолирующих подставок, резиновых перчаток и т.п.

Защитное заземление - специальное соединение с землей корпусов электрических машин и аппаратов, которые могут оказаться под напряжением. Защитное заземление делается для снижения напряжения между землей и корпусом машины (попавшим под напряжение) до безопасного значения. В случае пробоя изоляции между фазой и корпусом машины ток, проходящий через человека, не представляет опасности. Защитное заземление состоит из заземлителя (металлические конструкции в земле) и заземляющих проводников (стальные или медные шины, соединяющие корпуса машин с заземлителем, которые приваривают или соединяют с ними болтами) [16. с. 101]

Зануление - соединение корпусов электрических машин и аппаратов, которые могут оказаться под напряжением, не с землей, а с заземленным нулевым проводом. Это приводит к тому, что замыкание любой из фаз на корпус аппарата или машины превращается в короткое замыкание этой фазы с нулевым проводом. Ток короткого замыкания вызывает срабатывание защиты, и поврежденная установка отключается. Нулевой провод не должен иметь предохранителей и выключателей [16. с. 102]

Опасность поражения электрическим током резко увеличивается при наличии повышенной влажности, высокой температуры, технологической пыли и др. В зависимости от этого помещения, в которых устанавливается электрооборудование подразделяют на сухие (температура 27-30 °С и влажность до 60 %), влажные (не более 75 %), сырые (выше 75 %), особо сырые (около 100 %) и жаркие (длительное время более 30-35 °С) [16. с. 104]

В соответствии с правилами безопасности требуется снабжать надежной изоляцией и прочными ограждениями доступные для возможного прикосновения человека токоведущие части оборудования, напряжение которых превышает 65 В (для помещений без повышенной опасности); 36 и 24 В (с повышенной опасностью); 12 В (для особо опасных помещений).

Таким образом, при работе в условиях повышенной опасности для электропитания элементов оборудования, освещения и инструмента следует применять источники энергии с пониженным напряжением. Электрический ток более 50 мА, проходящий через человека, представляет опасность для здоровья и жизни. Поэтому для безопасного выполнения работ необходимо помнить и выполнять основные правила:

Руки должны быть чистыми и сухими, так как величина тока, проходящего через человека, зависит от состояния кожи, а также площади соприкосновения с токоведущими частями (грязь и влага ее увеличивают).

Нельзя лезть в блок сразу двумя руками или одной рукой при этом касаться токопроводящей поверхности (металлического корпуса устройства), так как степень поражения электрическим током зависит от пути его прохождения. Наиболее опасным является путь тока от руки к руке - через область сердца и легких.

Ремонт с заменой деталей необходимо выполнять при отключении питания устройства от сети 220 В. Для полной уверенности в этом лучше вытащить сетевую вилку из розетки (выключатель может сломаться в самый неожиданный момент).

После выключения питания конденсаторы в устройстве могут еще некоторое время сохранять заряд, который вы получите при случайном касании цепей. Для исключения такой возможности выводы высоковольтных конденсаторов закорачиваются через резистор примерно 100 Ом.

При первоначальном включении устройства следует соблюдать осторожность, так как диоды и электролитические конденсаторы при неправильном включении полярности или превышении режимов могут взорваться. При этом конденсаторы взрываются не сразу, а сначала некоторое время греются.

Безопасным для человека в обычных условиях является источник тока с напряжением до 36 В, поэтому для монтажа элементов лучше использовать паяльник с рабочим напряжением, не превышающим это значение.

При работе с паяльником нельзя стряхивать с жала остатки расплавленного припоя: его брызги могут попасть в глаза или на тело и вызвать травму. Осторожность необходима и при вытаскивании выводов элементов при отпайке.

При длительной работе с паяльником воздух в комнате насыщается вредными для организма парами свинца и олова. Поэтому помещение следует регулярно проветривать.

Особо внимательным надо быть при настройке схем, не имеющих электрической развязки от сети 220 В (не имеющих понижающих напряжение трансформаторов). В этом случае подключение измерительных приборов лучше выполнять при отключенной схеме.

Обо всех опасностях невозможно рассказать в пределах данной статьи, поэтому будьте внимательны и осторожны при работах с электричеством.

Для высоковольтных испытаний необходимо иметь специальное помещение (камеру) или участок цеха, ограниченный постоянным сетчатым ограждением с запирающимися дверями. На участок высоковольтных испытаний допускают лишь лиц, имеющих на это специальное разрешение. Пол должен быть покрыт электроизоляционным материалом или резиновыми ковриками (дорожками). Все испытания нужно проводить только в резиновых перчатках и галошах. На распределительном щите необходимо иметь автоматическую защиту и сигнальные приборы, оповещающие о нахождении установки под напряжением. Такой же световой сигнал (красный) должен быть установлен над дверью камеры.

При испытании электрической прочности изоляции в цеху с переносной высоковольтной установкой необходимо строго соблюдать все требования техники безопасности в отношении высоковольтных установок, а именно: ограждать места испытаний; дежурить около места работ (чтобы не допускать к месту испытания посторонних лиц); вывешивать предупредительные знаки; проводить испытания могут только специально допущенные к работе с высоковольтными установками лица в количестве не менее двух человек; применять основные защитные средства - резиновые перчатки, галоши, коврики или дорожки.

Поражения электрическим током можно разделить на два вида: электрический удар и электрическая травма. Электрический удар происходит при относительно небольшом токе и сравнительно длительном (несколько секунд) времени его протекания. Возникновение электрического удара начинается с судорожного сокращения мышц и может закончиться смертельным исходом при параличе сердца.

Электрические травмы представляют собой поражения внешних частей тела (ожоги, электрические метки, электрометаллизация кожи, поражение глаз под воздействием лучистой энергии электрической дуги). При электрических травмах требуется оказание квалифицированной медицинской помощи. В случае электрического удара надо срочно освободить пострадавшего от воздействия электрического тока. При обморочном состоянии пострадавшему необходимо оказать первую помощь до прибытия врача: освободить его от стесняющей одежды, дать понюхать нашатырный спирт, открыть окна. При необходимости применяется искусственное дыхание (методы искусственного дыхания изучаются на занятиях по охране труда и технике безопасности).

Заключение


Анализ теоретических положений организации ТО и ремонта трансформаторных подстанций позволил определить, что схема подстанции тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна:

обеспечивать надёжность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;

учитывать перспективу развития и требования противоаварийной автоматики.

Местоположение трансформаторной подстанции определяется её назначением и характером нагрузок трансформаторной подстанции с вторичным напряжением 6, 10, 35 и 110 кВ.

В работе рассмотрены объем и периодичность работ по техническому обслуживанию трансформаторных подстанций; технологическая карта текущего ремонта и капитального ремонта трансформаторных подстанций.

Объект исследования в дипломной работе - трансформаторная подстанция «Верещагинская», - филиал ОАО «Кубаньэнерго» крупнейшей электросетевой компании на территории Краснодарского края и Республики Адыгея.

Подстанция «Верещагинская» - это трансформаторная подстанция районного типа, которая принимает электроэнергию непосредственно от высоковольтных ЛЭП и передает её на главные понизительные трансформаторные подстанции и непосредственным потребителям.

В состав электротехнического оборудования подстанции входят трансформаторы тока 1Т - ТМН-10000/110 и 2Т - ТД-6300/110, а также трансформатор напряжения.

Питание 1 секции 10 кВ осуществляется от трансформатора 1Т. Параллельная работа трансформаторов 1Т и 2Т на напряжениях 10 кВ, допускается кратковременно при производстве переключений по переводу нагрузки с одного трансформатора на другой.

Силовые выключатели рассчитаны на отключение рабочих токов и токов короткого замыкания. На стороне 10 кВ установлены выключатели: ВК-10-20/630.

На стороне 110 кВ установлены разъединители: РНДЗ-1б-110У1 и РНДЗ-2-110У1; на стороне 10 кВ на линиях 1Т - КРУН-10 кВ и 2Т - КРУН-10 кВ установлены разъединители РНДЗ-1-10/2000.

Проведенный в работе анализ показал, что оба трансформатора подстанции «Верещагинская» обеспечивают требуемой мощностью потребителей, оба трансформатора обеспечивают требуемую надежность в соответствии с категорией потребителей электрической энергии. При этом, надежность схемы на стороне напряжения 10 кВ повышается за счет применения шкафов КРУ-10 кВ, позволяющих производить быструю замену при ремонте.

Однако, электрическая часть трансформаторов подстанции - Т1 и Т2 имеет высокую степень износа, что приводит к перебоям подачи электроэнергии потребителям. Так, проведенный анализ показал, что в 2013 году недоотпуск электроэнергии потребителям составил 3380,7 тыс.кВт*час. Недоотпуск электрической энергии в 2013 году увеличился в сравнении с 2012 годом на 4,9%.

За время эксплуатации всё электротехническое оборудование практически выработало свой ресурс. Наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

На подстанции «Верещагинская» проводится комплекс мероприятий, включающий систему технического обслуживания и ремонта электрической части трансформаторной подстанции, обеспечивающий содержание в исправном состоянии и соблюдение требований по безопасной эксплуатации электрических сетей и силовых трансформаторов. Так, в рамках организации ТО и ремонта оборудования на подстанции «Верещагинская» разработано и утверждено «Положение по организации и проведению ведомственного контроля за безопасной эксплуатацией энерго предприятия». В ходе работы были рассмотрены документы, обеспечивающие проведение своевременного и качественного ремонта и ТО электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская» - это:

ведомость ремонтных работ и листок осмотра трансформаторной подстанции «Верещагинская»;

графики ТО электрической части трансформаторной подстанции;

годовой план-график технического обслуживания трансформаторной подстанции;

месячный план-график отключений трансформаторной подстанции;

эксплуатационный паспорт трансформаторной подстанции.

Организация контроля на подстанции «Верещагинская» возлагается на технического руководителя предприятия - главного инженера ОАО «Кубаньэнерго».

Аварийно-восстановительные работы на подстанции осуществляют аварийные бригады и специализированные подразделения ОАО «Кубаньэнерго».

Проект ремонта электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская» включает выбор и обоснование:

выбор и обоснование токоведущих частей

трансформатор тока;

трансформатора напряжения;

включателей и комплексного распределительного устройства;

выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей выбор комплексного распределительного устройства.

По проекту в качестве замены изношенного трансформатора был выбран трансформатор тока ТМН-10000/110, класса точности 0.5.

В работе сформирован график проведения технических обслуживаний и ремонтов электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская» с учетом системы планово-предупредительных ремонтов электротехнического оборудования. Данным графиком определен цикл межремонтных работ: для 1Т - 6,6 лет, для 2Т - 6,3 года.

Экономическая оценка разработанного проекта была рассмотрена с точки зрения рентабельности (выгодности) капиталовложений в текущий ремонт электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская».

Так, размер капитальных затрат ремонта электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»составляет 748,5 тыс. руб.

Замена одного из трансформаторов подстанции обеспечит увеличение максимальной нагрузки и мощности подстанции «Верещагинская» на 15%, что обеспечит приток средств в размере 526 тыс. руб. ежегодно.

Капиталовложения, связанные с ремонтом электрической части подстанции «Верещагинская» и замены трансформатора ТД - 6300/110 на ТМН - 10000/110 с увеличением мощности подстанции на 15% окупаются на второй год эксплуатации электротехнического оборудования.

В дипломной работе рассмотрены вопросы техники безопасности при эксплуатации электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская» и меры ее обеспечения.


Список использованных источников и литературы


1.ГОСТ 8024-84 "Допустимые температуры нагрева токоведущих элементов, контактных соединений и контактов аппаратов и электротехнических устройств переменного тока на напряжение свыше 1000 В

2.ГОСТ 12.1.004-91. ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования.

.ГОСТ 12.1.030-81. ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление.

.ГОСТ 1516.3-96 «Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции»

.ГОСТ 3484.1 (2-5)-88 Трансформаторы силовые. Методы испытаний и измерений

.ГОСТ 11677-85 Трансформаторы силовые. Общие технические условия

.ГОСТ 14209-97 Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов

.РД 16.363-87 Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию. - Утв. ВПО. - 2008

.Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений в работе энергосистем, электростанций и электрических и тепловых сетей: СО 153-34.20.801-00 (РД 153-34.0-20.801-00).- М.: ЗАО «Энергосервис», 2011.

.«Методическими рекомендациями по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и линейных сооружений коммунальных распределительных сетей. Техническое обслуживание и ремонт трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ» Главгосэнергонадзором России (письмо от 14.08.96 № 42-04-05/352). - Энергоатомиздат. - 2006

.Порядок взаимодействия ОАО "Кубаньэнерго" с хозяйственными обществами, акциями (долями) которых владеет ОАО "Кубаньэнерго" от 27.03.2013

.Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электрических станций и тепловых сетей: РД 34.03.201-97. - М.: ЭНАС. - 2012.

.Правила устройства электроустановок: ПУЭ-98. -М.: Энергосервис -2013.

.Баранов И. Г. Положение о планово-предупредительном ремонте электрооборудования. М.: Инфра - М. - 2011. - 432с.

.Берков В. А. Охрана труда и техника безопасности на предприятиях энергокомплекса. уч. пособие. - М.: Высшая школа. - 2011. - 429с.

16.Бечева М К, Шапкин Е. В. Электротехника и электроника. - М.: Высшая школа. - 2011. - 312с.

17.Вернер В В. Электромонтер-ремонтник. М.: Омега - Л. - 2010. - 402с.

18.Волков И. В. Неисправности трансформаторных подстанций. Учебное пособие. - М.: Недра. - 2009. - 416с.

19.Гопак А.А., Ливашец О. В. Эксплуатация электроустановок промышленных предприятий. Киев.: РиСА. - 2012. - 412с.

20.Епифанов Л. И. Техническое обслуживание и ремонт электрооблрудования, Москва: Форум - 2010. - 506с.

21.Иванов Ю.В. Механизация процессов технического обслуживания электрооборудования. - М: АиСТ. - 2012. - 317с.

22.Кисаримов В. В. Наладка электрооборудования. Справочник. М.: Академия. - 2010. - 400с.

.Князевский Б.А. Монтаж и эксплуатация промышленных электроустановок, М.: Высшая Школа. - 2010. - 217с.

.Крамаренко Г.В., Барашков И.В. Техническое обслуживание электрооборудования и инструмента. - М.: Транспорт. - 2010. - 512с.

.Кузнецов Ю.М. Охрана труда на предприятиях. М.: Инфра-М. - 2010. - 522с.

.Лукьянов Т.П. Техническая эксплуатация электроустановок промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат. - 2010. - 279с.

.Мандрыкин С. А Эксплуатация и ремонт электрооборудования станций и сетей. Учебник для техникумов. - М.: Академия. - 2008. - 344с.

28.Мирошнеченко А. Б. Ремонт электрооборудования и сетей промышленных предприятий. М.: Омега-Л - 2011. - 516с.

29.Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. Учебное пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат. - 2009 - 608с.

.Павлов Е. В. Ремонт и обслуживание электрооборудования, Минск: Высшая школа. - 2009. - 612с.

31.Рофаева Л. И. Электротехника и электротехническое оборудование. - М.: Инфра - М. - 2012. - 314с.

.Сергеенко Е.К. Электрооборудование: требования и техническая документация // Электроснабжение. - № 2. - 2013. - с. 76-78

33.Сибикин Ю. Д. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования и сетей промышленных предприятий. - М.: Академия. - 2010. - 516с.

.Синягин Н. Н. Экономические аспекты планирования и организации ремонта оборудования в промышленности. М.: ПромИздат. - 2010. - 322с.

35.Терещенко А. С. Экономические аспекты ремонта электротехнического оборудования // Электроснабжение. - № 4. - 2013. - с. 71-74

36.Фёдоров А.А. Основы электроснабжения. - М.: Энергия. - 2010 - 416с.

37.Федосеев А.М. Релейная защита электрических систем: Учеб. для вузов. - М.: Энергия. - 2009. - 216с.

38.Филатов А. А. Формирование системы ППР оборудования энергетического комплекса // АВОК. - №3. - 2013. - с. 34-38

39.Хохамедов И.М. Монтаж, наладка и эксплуатация электротехнического оборудования. Изд-во МГУ. - 2011. - 288с.

40.Червяков Д.М. Формирование системы планово -предупредитедьных ремонтов электрического оборудования ТП. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ. - 2012 - 179с.

.Чешевская Е. А. Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок потребителей, М.: Омега-Л - 2011. - 423с.

42.Ященко А.А. Электрооборудование: установка, ремонт. Уч. Пособие. СПб.: Дело. - 2010. - 376с.

Приложение А


Типология габаритов трансформаторов согласно общепринятому Общероссийскому классификатору продукции ОК 005-93


ГабаритМощность, кВАНапряжение, кВотдоотдо14100 включительно035 включительно21001000 включительно035 включительно310006 300 включительно035 включительно46 300любая035 включительно5432 000 включительно35110 включительно632 00080 000 включительно35110 включительно6480 000 включительно100330 включительно780 000200 000 включительно35330 включительно8200 000любая35330 включительно8любаялюбая330любая

Приложение Б


Периодичность отбора проб масла в процессе профилактического обслуживания трансформаторной подстанции


Таблица 1 - Периодичность отбора проб масла

Место отбораПериодичность отборадля физико - химического анализадля хроматографического анализа растворенных в масле газовБак трансформатораЧерез 10 дней, один месяц, три месяца, после включения, впоследствии - один раз в три года, а также при аварийном отключении трансформатораЧерез 3 дня, 1 месяц, 3 месяца, 6 месяцев после включения и далее - один раз в 6 месяцев, а также при аварийном отключении трансформатора и при действии газового реле на сигналБак контактора устройства РПНЧерез каждые 5000 (РНОА) 3000 (РС) или 50000 (SCV, SDV-3) но не реже одного раза в годНе выполняетсяВводы на напряжение 110 кВ и вышеСогласно инструкции на вводыПриложение В


Технологическая карта текущего ремонта трансформаторных подстанций


При текущем ремонте трансформатора необходимо выполнить следующие работы:

очистить трансформатор, составные части и комплектующие устройства от грязи и масла; проверить отсутствие воздуха кратковременным открытием воздухоспускных пробок;

осмотреть составные части трансформатора, доступ к которым затруднен на работающем трансформаторе (газовое и защитное реле, маслоплотность воздухоспускных пробок, встроенных трансформаторов тока, крышек баков контакторов устройств РПН, маслоуказателей, внешних токоведущих контактных соединений и др.).;

устранить неисправности, выявленные в процессе осмотра и эксплуатации;

проверить работу стрелочных маслоуказателей и других устройств и приборов, установленных на трансформаторе, руководствуясь требованиями инструкций по эксплуатации этих устройств и приборов;

выполнить регламентные работы, предусмотренные во время текущего ремонта, если срок их проведения совпадает со сроком проведения текущего ремонта (см. Приложение №2 настоящей инструкции);

проверить состояние оборудования, установленного в шкафу дутья и привода устройства РПН, а также работу схемы управления системы охлаждения и устройства РПН;

проверить и, при необходимости, отрегулировать уровень масла в трансформаторе и маслонаполненных составных частях;

обновить поврежденные лакокрасочные покрытия внешних поверхностей; лакокрасочные покрытия должны совмещаться с нанесенными ранее, светло-серого или темно-серого цвета;

отобрать пробы масла из бака трансформатора и бака контактора для испытаний и проведения анализа;

испытать трансформатор, составные части и комплектующие узлы согласно с типовым ГКД 34.20.302-2002;

проверить состояние верхних уплотнений высоковольтных вводов с учетом тяжения ошиновки;

Приложение Г


Технологическая карта капитального ремонта трансформаторных подстанций


При подготовке к ремонту и в процессе его выполнения необходимо:

произвести замеры характеристик изоляции, потерь и тока холостого хода, сопротивления обмоток постоянному току, сопротивления короткого замыкания, проверить коэффициент трансформации, выполнить анализ трансформаторного масла из бака трансформатора и из бака контактора устройства РПН, вводов согласно установленных норм;

произвести тщательный внешний осмотр и составить перечень внешних дефектов (дефектный акт), которые подлежат устранению во время ремонта;

слить масло из бака, проверив при этом работоспособность маслоуказателя, демонтировать вводы, расширитель, охлаждающие устройства и др.;

снять верхнюю часть бака (при необходимости);

произвести тщательный осмотр активной части и проверить усилия опрессовки обмоток;

проверить изоляцию элементов ярма;

произвести осмотр устройств РПН и отводов;

проверить заземление узлов активной части мегаомметром;

выполнить ремонт ярма, обмоток, отводов, устройства РПН;

выполнить ремонт и покраску бака, расширителя, газоотводных трубопроводов;

выполнить проверку защитных контрольных сигнальных устройств;

выполнить проверку, испытания, ремонт высоковольтных вводов согласно инструкции по их эксплуатации;

выполнить проверку и ремонт оборудования обдува;

выполнить проверку и ремонт устройства РПН согласно инструкции по его эксплуатации;

выполнить проверку и ремонт привода устройства РПН;

выполнить проверку цепей управления и сигнализации системы охлаждения;

произвести очистку или замену масла;

произвести сушку изоляции;

произвести необходимые испытания и измерения.

Приложение Д


Характеристика технического состояния электрических сетей подстанции «Верещагинская» на 01.01.2014г. (высоковольтные линии 110/10 кВ)


протяженность, км

ВЛ-110 кВ415,25

ВЛ-220 кВ

линии среднего напряжения (от 35 кВ и ниже)Всего, в т.ч.:

ВЛ10 кВ800,76

кВ147,77

КЛ10 кВ640,366

кВ450,418

низковольтные линии 0,4 кВВсего, в т.ч.:

ВЛ1997,9

КЛ386,093

подстанции с основным высоким напряжением 110 кВ

539,5

ТП и РП 6-10 кВ1502628,8



Приложение Е


Комплектные трансформаторные подстанции киоскового типа


Цены указаны на типовые изделия в рублях РФ с учетом НДС (18%) габариты указаны в мм.Цены действительны с 01 сентября 2013 года.НаименованиеЦена отГабаритыНаименованиеЦена отГабаритыПРОХОДНЫЕТУПИКОВЫЕ (с внутренней ячейкой)КТППН к.к.к. 25 - 40 кВА191 0002 450 х 2 500КТПН к.к. 25 - 40 кВА115 0001 600 х 1 800КТППН в.в.к. 25 - 40 кВА222 0002 450 х 2 500КТПН в.к. 25 - 40 кВА130 0001 600 х 2 000КТППН к.к.к. 63 - 100 кВА215 0002 450 х 2 500КТПН к.к. 63 - 100 кВА137 0001 600 х 2 000КТППН в.в.к. 63 - 100 кВА245 0002 450 х 2 700КТПН в.к. 63 - 100 кВА143 0001 600 х 2 200КТППН к.к.к. 160 - 250 кВА236 0002 450 х 3 500КТПН к.к. 160 - 250 кВА138 0002 200 х 2 500КТППН в.в.к. 160 - 250 кВА264 0002 450 х 3 500КТПН в.к. 160 - 250 кВА156 0002 200 х 2 500КТППН к.к.к. 400 - 630 кВА263 0002 450 х 3 500КТПН к.к. 400 кВА153 0002 200 х 2 700КТППН в.в.к. 400 - 630 кВА295 0002 450 х 3 500КТПН в.к. 400 кВА166 0002 200 х 2 700МАЧТОВЫЕ (шкафные)КТПН к.к. 630 кВА172 0002 200 х 3 000КТП 25 - 40 кВА62 000КТПН в.к. 630 кВА186 0002 200 х 3 000КТП 63 - 100 кВА66 000ТУПИКОВЫЕ (без внутренней ячейки)КТП 160 кВА69 000КТПН в.к. 25 - 40 кВА116 0001 600 х 1 600КТП 250 кВА77 000КТПН в.к. 63 - 100 кВА132 0001 600 х 2 000КТПН в.к. 160 - 250 кВА144 0002 000 х 2 200КТПН в.к. 400 кВА160 0002 000 х 2 500КТПН в.к. 630 кВА168 0002 200 х 2 700КАМЕРЫ, РАСПРЕДУСТРОЙСТВАТРАНСФОРМАТОРЫНаименованиеЦенаНаименованиес храненияновыеКСО-366(396) - 3н35 000ТМ (ТМГ) 25 кВА62 000КСО-366(396) - 4н с ПК38 000ТМ (ТМГ) 40 кВА50 00070 000КСО-366(396) - 13н40 000ТМ (ТМГ) 63 кВА60 00083 000КСО-366(396) - 14н20 000ТМ (ТМГ) 100 кВА75 00093 000КСО-366(396) - 15н20 000ТМ (ТМГ) 160 кВА95 000119 000ШМР (ШМ) шинный мостот 25 000ТМ (ТМГ) 250 кВА110 000160 000Панель торцевая2 500 ТМ (ТМГ) 400 кВА130 000208 000КРУН (КРН) к.к.60 000ТМ (ТМГ) 630 кВА220 000320 000КРУН (КРН) в.к.75 000ТМ (ТМГ) 1000 кВА300 000460 000КРУН (КРН) в.в.80 000ТМ (ТМГ) 1250 кВА643 000КСО, КРН с вакуумной коммутационной аппаратурой (ВВ/ТЕL, ВБЭМ, Evolis и пр.) - цена зависит от схемыТМ (ТМГ) 1600 кВА799 000БЛОЧНЫЕ КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ в железобетонном корпусеНаименованиеКоличество трансформаторовЦена отКомплектные трансформаторные подстанции БКТП 100-1600-10(6)/0,4одинот 650 000Комплектные трансформаторные подстанции 2БКТП 100-1600-10(6)/0,4дваот 1 400 000

ПАНЕЛИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ ЩИТОВ ЩО-70


НаименованиеЦенаНаименованиеЦенаНаименованиеЦенаЩО-70-1-0125 000ЩО-70-1-2436 000ЩО-70-1-54, 57178 000ЩО-70-1-0226 000ЩО-70-1-25106 000ЩО-70-1-58, 59252 000ЩО-70-1-0328 000ЩО-70-1-2645 000ЩО-70-1-60, 6175 000ЩО-70-1-0421 000ЩО-70-1-2739 000ЩО-70-1-62, 63118 000ЩО-70-1-05, 0639 000ЩО-70-1-2841 000ЩО-70-1-64, 67180 000ЩО-70-1-07, 0840 000ЩО-70-1-2939 000ЩО-70-1-68, 69257 000ЩО-70-1-0946 000ЩО-70-1-3031 000ЩО-70-1-7012 000ЩО-70-1-1046 000ЩО-70-1-3133 000ЩО-70-1-7116 000ЩО-70-1-11, 1237 000ЩО-70-1-3234 000ЩО-70-1-72121 000ЩО-70-1-13, 1439 000ЩО-70-1-3334 000ЩО-70-1-73, 74197 000ЩО-70-1-15, 1639 000ЩО-70-1-34116 000ЩО-70-1-7560 000ЩО-70-1-18, 1943 000ЩО-70-1-35117 000ЩО-70-1-76120 000ЩО-70-1-2037 000ЩО-70-1-36, 37178 000ЩО-70-1-77, 78197 000ЩО-70-1-2137 000ЩО-70-1-38, 39179 000ЩО-70-1-8439 000ЩО-70-1-23106 000ЩО-70-1-40, 41246 000ЩО-70-1-8659 000ЩО-70-1-42, 43116 000ЩО-70-1-8761 000ЩО-70-1-44, 47180 000ЩО-70-1-9033 000ЩО-70-1-48, 49248 000ЩО-70-1-93, 9439 000ЩО-70-1-50, 5164 000ЩО-70-1-952 500ЩО-70-1-52, 53117 000ЩО-70-1-9613 000


Негосударственное частное образовательное учреждение среднего профессионального образования «СОЧИНСКИЙ СОЦИАЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ТЕХНИКУМ» Специа

Больше работ по теме:

КОНТАКТНЫЙ EMAIL: [email protected]

Скачать реферат © 2019 | Пользовательское соглашение

Скачать      Реферат

ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТАМ