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

- 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 39 до 24.12.2016г.;

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

- РОСС.RU.Э018.В00297 81 до 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 потребителей	Зимой, в (А)	Летом, в (А)	cos
ст. Ахметовское	95	134	0,95
ст. Владимирская	210	204	0,95
ст. Вознесенская	272	140	0,95
ст. Каладыженское	120	91	0,95
пос. Лучевое	65	45	0,95
Котельная 1- 17	219	117	0,95
хут. Харьковский	35	13	0,95
с. Упорненское	15	5	0,95
Котельная 2-17	50	117	0,95
Итого	1081	866	----

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:

1 Двухэтажное ремонтно-производственное здание, в котором размещены:

стационарная электролаборатория;

электромеханическая мастерская;

лаборатория по ремонту электрощётчиков;

бытовые помещения.

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

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

4 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-1^б-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,кВ	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения
10	ТЛМ-10	НАМИ-10
10	ТЛН-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 трансформатора	Uвн, кВ	Uнн, кВ	n, шт.	DРхх, кВт	DРкз, кВт	Iхх, %	Uкз, %
ТМН-10000/110	38,5	6,6	2	36	145	1	10,5
ТД-6300/110	35	6,6	2	50	230	0,9	10,5

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 м_л=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)

кВА;

кВА

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-1
Условие выбора и проверки	Расчётные данные	Каталожные данные
	110 кВ	110 кВ
	75,1А	300 А
	Bк=5,2 кА2с	2187 Ка2с
	iу=20,2 кА	62 кА
ТШЛ-10
	10 кВ	10 кВ
	825,6А	1500 А
	Bк=22,4 кА2с	2187 Ка2с
	iу=38,9 кА	69 кА
ТПЛ-10
	10 кВ	10 кВ
	272А	400 А
	Bк=22,4 кА2с	3675 Ка2с
	iу=38,9 кА	66 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»

Прибор	Тип	Нагрузка, В·А
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э365	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	Д365	1,5	-	1,5
Варметр	Д365	2,5	-	2,5
Счётчик активной энергии	СА4У-И670(3)	2,5	2,5	2,5
Счётчик реактивной энергии	СР4У-И670(3)	2,5	2,5	2,5
РЗиА		5	5	5
Итого		14,1	10,1	14,1

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.

2.3 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 документация	Срок хранения
1. Документация по приемке ТП в эксплуатацию	В течение всего срока эксплуатации ТП
2. Эксплуатационный паспорт	В течение всего срока эксплуатации ТП
3. Листок осмотра ТП	До очередного ремонта
4. Ведомость измерения нагрузок и напряжений ТП	5 лет
5. Журнал дефектов ТП	В течение всего срока эксплуатации ТП
6. Журнал регистрации результатов испытаний оборудования	В 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»

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

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

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

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 j_эк. При расчете по экономической плотности тока сечение проводов выбирается по выражению

, (5)

где j_эк = 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;

Q - реактивная мощность, кВар;

R - активное сопротивление линии, Ом/км;

X - индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

U - 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 I_н - вторичный ток прибора;

S_пр - мощность, потребляемая приборами;

r _приб = (0.1 + 0.5 + 0.5 + 5 + 5) / 5*5 = 0,44 Ом

Полное сопротивление проводов:

Z_пров = 1,4 - 0,44 - 0,12 = 0,84 Ом

Длее определим проводимость:

Q = 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

Параметры	Условие выбора	Номинальное значение	Расчетное значение
Uном, кВ	Uн Up	110	110
Iном, А	Iн Ip	300	134,4
Эл. стойкость, кА	Kэд/2I1ном iуд	150	14,8
Вторичная нагрузка	Zном	1,1	0,99

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

Прибор	Тип
Вольтметр	Э-377
Ваттметр	Д-305
Варметр	Д-305
Счетчик активной энергии	И 672М
Счетчик реактивной энергии	И 673М

Суммарная мощность приборов: S = 25 В*А

Данные выбора трансформатора напряжения занесены в таблицу 12

Таблица 12 -Выбор трансформатора напряжения

Параметры	Условие выбора	Номинальное значение	Расчетное значение
Uном, кВ	Uн Up	10	6,3
Вторичная нагрузка	Sном S2	110	25

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;

0,5 - 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.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

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 оборудования	Условие выбора	Расчетные параметр электрической цепи	Каталожные данные оборудования
Короткоза- мыкатели	Uном, с Ј Uном	Uном, с, кВ	110	Uном, кВ	110
	Iу, с Ј Iу	Iу, с, кА	37	Iу, с, кА	51
	Вк Ј I2терЧ tтер	Вк, кАЧс	11	Iтер, кА	12,5/3
Отделители	Uном, с Ј Uном	Uном, с, кВ	110	Uном, кВ	110
	Iном, с Ј Iном	Iном, с, А	181	Iном, А	630
	Iу, с Ј Iу	Iу, с, кА	37	Iу, с, кА	80
	Вк Ј I2терЧ tтер	Вк, кАЧс	11	Iтер, кА	31,5/3
Разъеде- нители	Uном. с Ј Uном	Uном. с, кВ	110	Uном, кВ	110
	Iном, с Ј Iном	Iном, с, А	181	Iном, А	1000
	Iп, с Ј Iп	Iп, с, кА	12	Iп, кА	31,5
	Iу, с Ј Iу	Iу, с, кА	37	Iу, с, кА	80
	Вк Ј I2терЧ tтер	Bк, кАЧс	9	Iтер, кА	31,5/4

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 выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст Uн	Uуст = 6,3кВ, кВ	Uн =10, кВ
Iр Iн	Iр = 15,9, А	Iн = 160, А
Iк Iотк.н.	Iк=1,8, кА	Iотк.н. =20, кА
iуд. iдин	iуд. =20,5, кА	iдин = 52, кА
Вк I2тер * tтер	Вк, кА2* с	I2тер * tтер, кА2 *с

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.

3.2 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 цикла	1	2	3	4
Даты	Начало	5.06.2010	5.06.2011	5.06. 2012	4.06. 2013
	Конец	4.09.2010	4.09.2011	5.09. 2012	5.04.2013
Наработка, час.	7270	7150	7250	7320

Назначенный межремонтный ресурс вычисляется по формуле:

Р_крб = 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 оборудования	Значения Pкрб, час.
1Т - ТМН-10000/110	30100
2Т - ТД-6300/110	28900

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 оборудования	Сроки текущих ремонтов	Сроки капитальных ремонтов	Примечание
Трансформаторы и автотрансформаторы с РПН	Ежегодно		Внеочередной ремонт РПН производится в соответствии с заводскими инструкциями
Системы охлаждения Д, ДЦ и Трансформаторов.	Ежегодно	При ремонтах трансформаторов
Отделители и короткозамыкатели	2 раза в год	1 раз в 2 года	Тек. ремонты ежегодно весной и осенью
Масляные выключатели	У-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 нож	ЛР 1 раз в 3-4 года	1 раз в 6 лет	Шинные разъединители по мере необходимости
Остальные аппараты РУ		По 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 = К_тек + К _{монтаж,} (12)

где К _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:

З_С = Е_н · К_рем + С_С, (13)

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

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

С_С- 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 бригады	Трудозатраты, челчас.	Стоимость часа, тыс. руб.	Стоимость работ, тыс. руб.
Эл. слесарь 5 р. (производитель работ) - 1 чел	124	0,62	76,88
Эл. слесарь 3 р. (член бригады) - 1 чел	40	0,54	21,6
Итого	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:

К_рем = 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* К_рем, 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»

Показатель	2014 год	2015 год
1. Капитальные затраты на ремонт (инвестиции), тыс. руб.	- 748,5	--
2. Эксплуатационные затраты, тыс. руб.	8,7	8,7
3. Приток средств от организации бесперебойного обеспечения подачи электроэнергии, тыс. руб.	11,76	11,76
4. Приток средств от увеличения мощности подстанции, тыс. руб.	526,3	526,3
5. Экономическая выгода от эксплуатации (стр.3 -стр.2), тыс. руб.	3,06	3,06
6. 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.

3.4 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-1^б-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: