Эксплуатация электрооборудования П/СТ 35/6 кВ "куста-903"

Оценивании сложные аварийные ситуации в питающих электрических сетях, к которым отнесем сети напряжением 35 кВ и выше, служащие для передачи электроэнергии от электрических станций и системообразующих сетей к распределительным. Такие сети, обычно, имеют сложнозамкнутую структуру и характеризуются как кибернетические системы, т.е. системы, состоящие из множества взаимосвязанных объектов с устройствами автоматического управления. Существующая тенденция к усложнению схем питающих сетей, к увеличению количества защитных и автоматических устройств с микропроцессорной базой, с одной стороны, повышает надежность работы этих сетей. Однако, с другой стороны, эксплуатация непременно связана со сложными режимами работы, сложными аварийными ситуациями и сложными процессами их ликвидации.

Анализируются аварийные режимы и отказы на конкретном оборудовании, а также на подобном, происходит исследование подетально частей и узлов оборудовании приведших к аварии с учетом времени прошедшего после технического обслуживания, текущего ремонта, капитального ремонта.

Составляются аварийные акты с подробным описанием развития и поврежденного оборудования, виновники развития и протекания аварии, недоотпуск продукции и т.д.

После полного анализа могут быть изданы соответствующие распоряжения и дополнительные инструкции для предупреждения подобных аварийных режимов и отказов оборудования.

3.6.3 Дефекты трансформаторов и неисправности электрооборудования

Надежная работа силового трансформатора определяется техническим состоянием всех его узлов и элементов, в том числе и обмоток. При внезапных коротких замыканиях из-за больших электродинамических сил могут возникнуть недопустимо большие деформации витков обмотки, приводящие к выходу из строя трансформатора и, как следствие, к перерыву в электроснабжении. С целью выявления возникающих дефектов в активной части трансформатора на ранней стадии развития рекомендуется применять анализ растворенных газов в масле с помощью хроматографии.

Хроматографическим анализом можно определить такие виды повреждения трансформаторов: межвитковое замыкание обмотки; нагрев контактов избирателя РПН; подгар ПБВ; подгар шпильки НН; переток масла из бака контактора в бак трансформатора; скрутка отвода ВН нарушения схемы заземления трансформатора; повреждения маслонасосов в трансформаторах ДЦ; прогар текстолитовой перегородки клемника трансформатора тока; частичный пробой изоляции отвода на корпус; пожар магнитопровада трансформатора.

Образование газовых пузырей при заливке масла в бак трансформатора без строгого выполнения требований РДИ-34-38-058-91 (и, следовательно, опасности перекрытия изоляции при включении трансформатора), случайному повреждению отдельных элементов, загрязнению активной части, а также попаданию посторонних предметов в газовое реле, бак трансформатора при недостаточной культуре работ и слабом контроле за ходом ревизии.

С течением времени происходит естественный процесс старения диэлектрика. Старение приводит к постоянному ухудшению или потере изоляционных свойств диэлектрика и обусловлено химическими, тепловыми, механическими и электрическими воздействиями. К химическим процессам ухудшения органических диэлектриков относятся окисление и химические реакции с агрессивными компонентами окружающей среды, особенно при наличии влаги и повышенной температуры. В результате нагрева от внешних источников или диэлектрическими потерями происходит распад вещества, появляется хрупкость материала и снижается электрическая прочность диэлектриков.

К основным явлениям старения, вызванного электрическими причинами, являются физико-химические изменения изоляционных материалов, вызванные частичными разрядами. В результате механических воздействий нарушается целостность изоляционной конструкции из-за возникновения трещин, разрывов и расслоения. Подвержено старению также и изоляционное масло. Оно окисляется, что приводит к образованию органических кислот, растворимых в масле или создающих осадки. Увлажнение масла снижает электрическую прочность. Конечным результатом старения является изменение структуры диэлектриков, их свойств, появление дефектов. Для определения степени старения и влажности твердой изоляции применяются косвенные методы контроля. Определяется ряд параметров изоляции, таких как поляризация, абсорбция, ионизация, проводимость, характеризующие изменения, происходящие в диэлектриках. Используется также зависимость этих параметров от температуры, приложенного напряжения, времени и т.д. Значительное количество дефектов определяется по изменению физико-химических свойств изоляционного масла и наличию в нем продуктов разложения материалов изоляционной конструкции.

Большая часть технологических нарушений связана повреждениями маслонаполненных вводов, обмоток и устройств регулирования. Распределение технологических нарушений силовых трансформаторов в зависимости от периода эксплуатации: - до 10 лет-15% - от 10 до 20 лет-30,2% 5 - от 20 до 30 лет - 29,3% - от 30 до 40 лет-17,6% - свыше 40 лет - 8%. Максимальное и примерно равное число технологических нарушений наблюдается в период второго и третьего десятилетия их эксплуатации. Вдвое меньший уровень повреждаемости трансформаторов в период первых десяти лет эксплуатации объясняется тем, что в это время в основном проявляются наиболее существенные заводские дефекты конструкции и изготовления, а также закладывается эксплуатационным персоналом технологическая база для резких снижений эксплуатационных характеристик и повреждений трансформаторов в последующие два десятилетия.

3.7 Инфракрасная диагностика электрооборудования подстанции

До сих пор существует вольное употребление терминов «диагностика» и «мониторинг», а во многих случаях смешение понятий этих терминов. Между тем под «диагностикой» следует понимать область знаний, охватывающую теорию, методы и средства определения технического состояния объектов. А под «мониторингом» - способ сбора аппаратными средствами информации о диагностических параметрах контролируемых объектов для последующего анализа параметров средствами системы диагностирования.

Получили практическое применение новые оптикоэлектронные системы, чувствительные в ультрафиолетовой, видимой и инфракрасной

области спектра при контроле электрооборудования, широко используемые в распределительных сетях и подстанциях, а также оборудования генерирующих электростанций.

Тепловизионные системы завоевали прочное положение в инспекционном контроле электрооборудования под рабочим напряжением, и полезность их применения при контроле технического состояния не вызывает сомнений. Все шире начинают использоваться методы и аппаратура для контроля частичных разрядов на силовых и измерительных трансформаторах, электродвигателях и генераторах. Оптические методы и аппаратура занимают особое место при контроле электроразрядных и тепловых процессов, благодаря дистанционности и оперативности процесса измерения, а также высокой информативной способности.

Относительно высокий уровень повреждаемости опорных изоляторов, обрывы элементарных проводников линий электропередач снижают надежность подачи энергии потребителям и вызывают необходимость разработки новых измерительных приборов, создания и совершенствования методик по раннему обнаружению дефектов различного электрооборудования. Основной задачей оперативной диагностики действующих элементов сетей и подстанций является выявление на ранней стадии аппаратов, имеющих повышенный уровень частичных разрядов и тепловые аномалии, их своевременную профилактику или замену.

3.8 Оценка результатов тепловизионного метода диагностирования электротехнического электрооборудования подстанции

Важной составляющей при проведении измерений тепловизионного контроля является соблюдение ряда условий, невыполнение которых делает результаты измерений малодостоверными. Современные тепловизионные системы имеют широкую возможность определения статистических температурных параметров по значению минимальной, максимальной и средней температуры измеряемой поверхности, наряду с этим в действующих нормативных документах отсутствуют указания, какими значениями температур следует пользоваться в процессе оценки технического состояния, а также к какой области и зоне поверхности аппарата относить данные обработки. Как правило, результаты оценки состояния объекта оказываются достаточно субъективными и зависят от выбора характерных размеров зоны поверхности и выбора того или иного температурного параметра.

В основу развитого нового метода обработки термограмм положен принцип определения наиболее вероятного значения температуры поверхности объекта или его фрагмента, учитывающий, как статистические свойства излучающей поверхности, так и статистические

параметры оптико-электронного тракта используемой тепловизионной аппаратуры. Метод позволяет легко вводить критерии оценки технического состояния различного оборудования и проводить сравнение объектов при различных температурах окружающей среды.

Данный метод применялся для определения технического состояния измерительных трансформаторов тока и вводов трансформаторов маслонаполненных кабельных линий и показал на свою высокую эффективность (рис 2).

Рис.2. Обработка термограмм трансформаторов тока трех фаз методом «термографических функций»

Описанные методы диагностики при широком применении позволяют по совокупности измеряемых характеристик принимать взвешенные технические решения о поддержании эксплуатационной надежности действующего оборудования.

3.9 Основные направления энергосбережения на подстанции

Изменить тенденцию роста потерь электроэнергии и снизить суммарные потери в электрических сетях и подстанциях всех напряжений может быть достигнута в результате внедрения основных приоритетных мероприятий, предусматривающих:

а) оптимизацию режимов сетей и подстанций и совершенствование их эксплуатации;

б) ввод в работу энергосберегающего оборудования;

в) совершенствование расчетного и технического учета,

метрологическое обеспечение измерений электроэнергии;

г) уточнение расчетов нормативов потерь и балансов электроэнергии по фидерам, центрам питания и электрической сети в целом;

д) выявление, предотвращение и снижение хищений электроэнергии;

е) совершенствование организации работ, стимулирование снижения потерь электроэнергии, повышение квалификации персонала, контроль эффективности его деятельности.

Основные мероприятия по оптимизации режимов электрических сетей и совершенствованию их эксплуатации предусматривают:

- оптимизацию установившихся режимов электрических сетей по реактивной мощности и уровням напряжения;

- ввод в работу неиспользуемых средств автоматического регулирования напряжения;

- выполнение ремонтных и эксплуатационных работ под напряжением;

- сокращение продолжительности технического обслуживания и ремонта оборудования сетей.

При новом строительстве, реконструкции и техническом перевооружении электрических сетей и подстанций необходимо применять новое энергосберегающее оборудование и технологии, в частности:

- трансформаторы с уменьшенными потерями электроэнергии; показателем качества силовых и измерительных трансформаторов являются потери электроэнергии холостого хода, которые не должны превышать 0,84-0,85 Вт/кг при индукции 1,7 Тл (трансформаторная сталь с ориентированной структурой, аморфные сплавы и др.);

- автоматическое регулирование напряжения на трансформаторах или вольтодобавочные трансформаторы;

- измерительные системы и приборы учета электроэнергии повышенной точности, в том числе, системы и приборы учета реактивной составляющей электроэнергии;

- управляемые конденсаторные установки на закрытых подстанциях с трансформаторами 250 кВ.А и более, на остальных - конденсаторные батареи, подключаемые к шинам 0,4 кВ;

- применять новые провода и электротехнические материалы;

осуществлять перевод линий электропередачи и подстанций на более высокое номинальное напряжение;

- снижать долю низковольтных сетей и приближать сети среднего напряжения к потребителю.

Совершенствование расчетного и технического учета электроэнергии, метрологического обеспечения измерений электроэнергии и мощности должно осуществляться в направлениях:

- разработки, аттестации и ввода в действие методик выполнения измерений электрической энергии и мощности;

- обеспечения условий работы систем и приборов измерения электроэнергии в нормативных условиях и режимах их эксплуатации;

- установки средств измерений повышенных классов точности (однофазных счетчиков, трехфазных счетчиков, трансформаторов тока и напряжения);

- разработки и ввода в действие АИИС КУЭ, в том числе, АИИС КУЭ бытовых потребителей;

- обеспечения своевременности и правильности снятия показаний с приборов учета;

- исключения расчетов по приборам учета, установленным не на границе балансовой принадлежности, особенно для энергоемких потребителей;

- оснащения метрологической службы современными образцовыми средствами, поверочным оборудованием, необходимой вычислительной техникой, специализированной мобильной метрологической лабораторией, транспортными средствами;

- восстановления учета электроэнергии на подстанциях 6-20/0,4 кВ мощностью 160 кВ.А и более;

- внедрения системы расчетов балансов электроэнергии и потерь электроэнергии, ведения баз данных учета электроэнергии и мониторинга технического состояния электрических сетей с использованием современного программного обеспечения и каналов передачи информации;

- перехода от индукционных счетчиков к электроннымсчетчикам, обеспечивающим в том числе, измерение реактивной составляющей энергии с формированием профиля потребляемой мощности и возможностью интервального учета;

- применения новых методов снятия показаний счетчиков, в том числе, автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии;

- раздельного подключения к измерительным трансформаторам приборов учета и устройств РЗА;

- оснащения подразделений РСК, осуществляющих контроль работы систем учета электроэнергии, средствами поверки счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов, устройствами контроля подключения приборов учета электроэнергии, измерения сетевого тока, в том числе, переносными средствами необходимого класса точности для измерения нагрузок и напряжений в сетях 0,4 и 6-20 кВ для уточнения режимов их работы.

Уточнение расчетов нормативов потерь, балансов электроэнергии по фидерам, центрам питания и электрической сети в целом должно проходить по следующим основным направлениям:

- внедрение сертифицированного программного обеспечения для расчетов технических потерь электроэнергии в оборудовании сетей; проведение ежемесячных расчетов;

- выполнение расчетов балансов электроэнергии с определением количества неучтенной электроэнергии по фидерам 0,38 и 6-20 кВ; выявление фидеров с высоким уровнем коммерческих потерь электроэнергии;

- расчет и анализ балансов электроэнергии по подстанциям и электрическим сетям в целом;

- формирование и анализ балансов реактивной электроэнергии (мощности).

Основные мероприятия по выявлению, предотвращению и снижению хищений электроэнергии включают:

- замену вводов в здания (от опоры ВЛ 0,38 кВ до счетчика потребителя), выполненных неизолированным ( изношенным изолированным) проводом, на изолированные провода или кабели с видимым вводом;

- учет электроэнергии в шкафах учета за границей частного владения, доступ к которому будет иметь только ответственное лицо;

- установку и ввод в действие системы учета электроэнергии в сетях среднего напряжения на границах балансовой принадлежности;

- внедрение современных средств выявления несанкционированного потребления электрической энергии;

- защиту систем и приборов учета электроэнергии от несанкционированного доступа.

Разработке мероприятий по снижению потерь электроэнергии должны предшествовать:

- оценка технического состояния, метрологических характеристик и условий работы приборов учета, учитывающих поступление электроэнергии в сеть и полезный отпуск потребителям (периодичности поверки, ремонта, замены; режимов работы, условий применения и правильности включения систем измерения; наличия метрологического оборудования);

- анализ схем расстановки систем учета, схем поступления и отпуска электроэнергии с указанием границ балансовой принадлежности и точек учета поступившей и отпущенной электроэнергии;

- анализ организации работы по учету и контролю электроэнергии, а также характеристика метрологической службы, парка и условий работы приборов учета электроэнергии в сетях и подстанций.

Указанный выше анализ должен осуществляться на стадии энергетического аудита. По результатам аудита должна быть составлена среднесрочная и долгосрочная программа, которая должна представлять комплекс перечисленных выше и других мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях и подстанциях.

3.10 Меры безопасности при эксплуатации электрооборудования подстанции

В электроустановках выше 1000 В работники из числа персонала, единолично обслуживающие электроустановки или старшие по смене должны иметь группу по электробезопасности IV, остальные работники в смене - группу III.

Вид оперативного обслуживания электроустановки, число работников из числа оперативного персонала в смене определяется руководством организации и закрепляется соответствующим распоряжением.

В электроустановках не допускается приближение людей, механизмов и грузоподъемных машин к находящимся под напряжением неогражденным токоведущим частям на расстояния 0,6 и 1 метра соответственно.

Единоличный осмотр электроустановок, электромеханической части технологического оборудования может выполнять работник, имеющий группу не ниже III, из числа оперативного персонала, находящегося на дежурстве, либо работник из числа администаративно-технического персонала, имеющий группу V, для электроустановок напряжением выше 1000 В, и право единоличного осмотра на основании письменного распоряжения руководителя организации.

Работники, не обслуживающие электроустановки, могут допускаться в них в сопровождении оперативного персонала, имеющего группу IV, в электроустановках напряжением выше 1000 В, либо работника, имеющего право единоличного осмотра. Сопровождающий работник должен следить за безопасностью людей, допущенных в электроустановки, и предупреждать их о запрещении приближаться к токоведущим частям.

При осмотре электроустановок разрешается открывать двери щитов, сборок, пультов управления и других устройств. При осмотре электроустановок напряжением выше 1000 В допускается входить в помещения, камеры, не оборудованные ограждениями (требования к установке ограждений приведены в Правилах устройства электроустановок) или барьерами, препятствующими приближению к токоведущим частям на расстояние менее указанных в таблице 1.1. Не допускается проникать за ограждения и барьеры электроустановок.

Не допускается выполнение какой-либо работы во время осмотра.

При замыкании на землю в электроустановках напряжением 3 - 35 кВ приближаться к месту замыкания на расстояние менее 4 м в ЗРУ и менее 8 м - в ОРУ и на ВЛ допускается только для оперативных переключений с целью ликвидации замыкания и освобождения людей, попавших под напряжение. При этом следует пользоваться электрозащитными средствами.

Отключать и включать разъединители, отделители и выключатели напряжением выше 1000 В с ручным приводом необходимо в диэлектрических перчатках.

Под напряжением и под нагрузкой допускается заменять: предохранители во вторичных цепях, предохранители трансформаторов напряжения и предохранители пробочного типа.

В электроустановках, не имеющих местного оперативного персонала, ключи могут быть на учете у административно-технического персонала.

Ключи должны быть пронумерованы и храниться в запираемом ящике. Один комплект должен быть запасным. Ключи должны выдаваться под расписку: работникам, имеющим право единоличного осмотра (в том числе оперативному персоналу), - от всех помещений; при допуске по наряду-допуску - допускающему из числа оперативного персонала, ответственному руководитель и производителю работ, наблюдающему [работники, ответственные за безопасность работ.] - от помещений, в которых предстоит работать.

При несчастных случаях для освобождения пострадавшего от действия электрического тока напряжение должно быть снято немедленно без предварительного разрешения руководителя работ.

Работы в действующих электроустановках должны проводиться по наряду-допуску, по распоряжения, по перечню работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации.

Не допускается самовольное проведение работ, а также расширение рабочих мест и объема задания, определенных нарядом или распоряжением.

Ремонты электрооборудования напряжением выше 1000 В, работа на токоведущих частях без снятия напряжения в электроустановках напряжением выше 1000 В, а также ремонт ВЛ независимо от напряжения, как правило, должны выполняться по технологическим картам или ППР.

Не допускается работать в одежде с короткими или засученными рукавами, а также использовать ножовки, напильники, металлические метры и т.п.

Не допускается в электроустановках работать в согнутом положении, если при выпрямлении расстояние до токоведущих частей будет менее 0,6 метра от человека и 1 метр от ремонтной оснастки и приспособлений.

Не допускается при работе около неогражденных токоведущих частей располагаться так, чтобы эти части находились сзади работника или с двух боковых сторон.

Не допускается прикасаться без применения электрозащитных средств к изоляторам, изолирующим частям оборудования, находящегося под напряжением.

В пролетах пересечения в ОРУ при замене проводов (тросов) и относящихся к ним изоляторов и арматуры, расположенных ниже проводов, находящихся под напряжением, через заменяемые провода (тросы) в целях предупреждения подсечки расположенных выше проводов должны быть перекинуты канаты из растительных или синтетических волокон. Канаты следует перекидывать в двух местах - по обе стороны от места пересечения, закрепляя их концы за якоря, конструкции и т.п. Подъем провода (троса) должен осуществляться медленно и плавно.

Работы в ОРУ на проводах (тросах) и относящихся к ним изоляторах, арматуре, расположенных выше проводов, тросов, находящихся под напряжением, необходимо проводить в соответствии с ППР, утвержденным работодателем. В ППР должны быть предусмотрены меры для предотвращения опускания проводов (тросов) и для защиты от наведенного напряжения.

Персоналу следует помнить, что после исчезновения напряжения на электроустановке оно может быть подано вновь без предупреждения.

Не допускаются работы в неосвещенных местах. Освещенность участков работ, рабочих мест, проездов и подходов к ним должна быть равномерной, без слепящего действия осветительных устройств на работающих.

При приближении грозы должны быть прекращены все работы на ВЛ, ВЛС, ОРУ, на вводах и коммутационных аппаратах ЭРУ, непосредственно подключенных к ВЛ, на КЛ, подключенных к участкам ВЛ, а также на вводах ВЛС в помещениях узлов связи и антенно-мачтовых сооружениях.

Весь персонал, работающий в помещениях с энергооборудованием (за исключением щитов управления, релейных и им подобных), в ЗРУ и ОРУ, в колодцах, туннелях и траншеях, а также участвующий в обслуживании и ремонте ВЛ, должен пользоваться защитными касками.

Осмотр силовых трансформаторов, масляных шунтирующих и дугогасящих реакторов, должен выполняться непосредственно с земли или со стационарных лестниц с поручнями.

На трансформаторах (реакторах), находящихся в работе или резерве, доступ к смотровым площадкам должен быть закрыт предупреждающими плакатами «Не влезай! Убьет».

Отбор газа из газового реле работающего трансформатора (реактора) должен выполняться после разгрузки и отключения трансформатора (реактора).

При проведении работ конденсаторы перед прикосновением к ним или их токоведущим частям после отключения установки от источника питания должны быть разряжены независимо от наличия разрядных устройств, присоединенных к шинам или встроенным в единичные конденсаторы. Разряд конденсаторов - снижение остаточного напряжения до нуля - производится путем замыкания выводов накоротко и на корпус металлической шиной с заземляющим проводником, укрепленной на изолирующей штанге. Выводы конденсаторов должны быть закорочены, если они не подключены к электрическим схемам, но находятся в зоне действия электрического поля (наведенного напряжения).

Не разрешается касаться голыми руками конденсаторов, пропитанных трихлордифенилом (ТХД) и имеющих течь. При попадании ТХД на кожу необходимо промыть кожу водой с мылом, при попадании в глаза - промыть глаза слабым раствором борной кислоты или раствором двууглекислого натрия (одна чайная ложка питьевой соды на стакан воды).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

электрооборудование подстанция технический

В данном курсовом проекте были рассмотрены характеристики проектируемого электрооборудования подстанции 35/6 кВ куста 903.

В первом разделе проекта собраны данные для разработки проекта. Установлены природно-климатические условия на месте расположения подстанции, приведены технологические особенности производства.

Во втором разделе, определяющую основную роль проекта, определены основы организации технического обслуживания и ремонта электрооборудования, продолжительности межосмотровых и межремонтных периодов, периодичность технического обслуживания оборудования, объемы работ по техническому обслуживанию и видам ремонта электрооборудования подстанции, планирование технических обслуживаний и ремонтов, оперативное техническое обслуживание. Оценка и контроль технического состояния электрооборудования, основные направления энергосбережения на подстанции, а также меры безопасности при эксплуатации электрооборудования, что является первоочередным для любого вида работ.

Устойчивое функционирование единого сетевого электроэнергетического комплекса России невозможно без надежной и качественной работы распределительных электрических сетей, которые являются завершающим звеном в системе обеспечения потребителей электрической энергией и находятся в непосредственном взаимодействии с конкретным потребителем. Результатами работы во многом предопределяется качество, надежность и эффективность в период диагностирования, обслуживаний и ремонтов электрооборудования подстанции в целом, от которого зависит нормальный режим работы подстанции и соответственно потребителей.

Размещено на Allbest.ru