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

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

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

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

1.1 Трансформаторная подстанция 110/10 кВ: устройство, функциональное назначение

1.2 Типы трансформаторных подстанций, условия и режимы их эксплуатации

1.3 Техническое обслуживание и ремонт трансформаторных подстанций

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

2.1 Характеристика существующей схемы электроснабжения потребителей в районе размещения

2.2 Обзор оборудования и производственных фондов подстанция «Верещагинская»

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

3. Проект ремонта электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»

3.1 Выбор и обоснование замены электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»

3.2 Проект графика проведения ремонтов электрической части трансформаторной подстанции «Верещагинская»

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

3.4 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

1.1 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:

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

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

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 напряжения	Наибольшее рабочее напряжение, кВ
6	7,2
10	12,0
35	40,5
110	126

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 нагрузки	Трансформаторы мощностью до 2,5 МВ*А	Трансформаторы средней мощностью до 100 МВ*А
Номинальный режим систематических нагрузок: - ток, отн. ед., - температура наиболее нагретой точки и	1,5	1,5
металлических частей, которые прилегают к изоляционным материалам, °С	140	140
- температура масла в верхних слоях, °С	105	105
Режим систематических длительных аварийных перегрузок: - ток, отн. ед.,	1,8	1,5
- температура наиболее нагретой точки и металлических частей, которые прилегают к изоляционным материалам, °С	150	140
- температура масла в верхних слоях, °С	115	115
Режим систематических длительных аварийных перегрузок: - ток, отн. ед.,	2,0	1,8
- температура наиболее нагретой точки и металлических частей, которые прилегают к изоляционным материалам, °С	160	160
- температура масла в верхних слоях, °С	115	115

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].

1.3 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 работ	Операции контроля	Регламентные и ремонтные операции	Периодичность
1. Трансформатор
1.1. Внешний осмотр	+	-	Согласно п.8.1.2. настоящей инструкции
1.2. Контроль уровня масла	+	-	- / -
1.3. Контроль температуры масла	+	-	- / -
1.4. Отбор проб масла для испытания и анализа	-	+	Согласно таблицы 9.1. настоящей инструкции
1.5. Периодические испытания изоляции	-	+	Согласно типовых ГКД 34.20.302-2002
1.6. Профилактический текущий ремонт	-	+	Один раз в год согласно п.12.1. настоящей инструкции
1.7. 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 трансформатора
2. Система охлаждения
2.1. Внешний осмотр	+	-	При внешнем осмотре трансформатора
2.2. Текущий ремонт	-	+	Ежегодно
2.3. Замена подшипников в электродвигателях вентиляторов	-	+	По истечении ресурса подшипников
2.4. Осмотр автоматических выключателей и контактных поверхностей магнитных пускателей	+	-	Один раз в год, а также после каждого отключения тока повреждения
2.5. Проверка сопротивления изоляции электрических цепей	-	+	Один раз в три года
3. Расширители, стрелочные маслоуказатели, воздухоосушители
3.1. Очистка внутренней поверхности от загрязнений	-	+	Во время ремонта со сливом масла
3.2. Проверка технического состояния стрелочного маслоуказателя	-	+	При текущем ремонте трансформатора
3.3. Контроль состояния силикагеля и уровня масла в масляном затворе воздухоосушительного фильтра	+	-	При внешнем осмотре трансформатора
3.4. Замена силикагеля в воздухоосушительном фильтре	-	+	При изменении цвета отдельных зерен индикаторного силикагеля
4. Устройства РПН
4.1. Внешний осмотр и проверка положения привода	+	-	При внешнем осмотре трансформатора
4.2. Контроль количества выполненных переключений	+	-	Один раз в месяц
4.3. Отбор проб масла для испытаний и анализа	-	+	Согласно таблице 9.1. настоящей инструкции
4.4. Ревизия контактора	-	+	При каждом срабатывании защитного реле или разрыве предохранительной мембраны
4.5. Замена масла в баке контактора	-	+	Согласно инструкции по эксплуатации устройства РПН
4.6. Замена контактов контактора	-	+	Согласно инструкции по эксплуатации устройства РПН
4.7. Периодические испытания	-	+	- / -
4.8. Снятие окисной пленки с поверхности контактов	-	+	Согласно п.9.3.7. настоящей инструкции
4.9. Проверка смазки шарниров и трущихся деталей передачи уст- ройства РПН	-	+	Один раз в 6 месяцев
4.10. Профилактический текущий ремонт	-	+	Ежегодно, а также после определенного количества переключений согласно инструкции по эксплуатации РПН
4.11. Смена смазки в редукторе привода устройства РПН	-	+	Согласно инструкции по эксплуатации устройства РПН
5. Адсорбционные фильтры
Замена 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»

2.1 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;