Drift av TP
Organisation av teknisk drift. Tillförlitligheten av TP:s arbete beror på kvaliteten på design- och konstruktions- och installationsarbetena, på nivån på dess arbete, som måste utföras i full överensstämmelse med befintliga riktlinjer och utbildningsmaterial.
Korrekt teknisk drift av TP säkerställer underhåll och förebyggande i rätt tid och av hög kvalitet.
Underhåll och förebyggande arbete utförs för att förhindra uppkomst och undanröjande av enskilda skador och defekter som uppstått under drift. Omfattningen av detta arbete omfattar systeminspektioner, förebyggande mätningar och TP-kontroller.
Schemalagda inspektioner av TP produceras under dagen enligt det schema som godkänts av företagets chefsingenjör, men minst en gång var sjätte månad.
Nödkontroller av TP utförs efter nödavbrott av kraftledningar, under utrustningsöverbelastning, plötsliga förändringar i väder och naturfenomen (våt snö, is, åskväder, orkan, etc.); sådana kontroller utförs när som helst.
Kontrollgranskningar av TP producerade av ingenjör och teknisk personal minst en gång per år... Vanligtvis kombineras de med kontroll av åskskyddsanordningar, acceptans av föremål för drift under vinterförhållanden, med sikte på VL 6-10 eller 0,4 kV, etc. Samtidigt specificeras omfattningen av reparationen av transformatorstationer för nästa år.
Planerad prevention av PPR är uppdelad i nuvarande och grundläggande. Den är tillverkad för att hålla TP i ett tekniskt bra skick, vilket säkerställer långsiktig tillförlitlig och ekonomisk drift genom att återställa och byta ut slitna element och delar.
Med den nuvarande reparationen av TP en gång vart tredje till fjärde år utförs allt arbete för att säkerställa normal drift mellan större reparationer.
I de fall som inte drabbas av förseningar före nästa större reparation utförs förebyggande selektiva reparationer med ett enda utbyte av enskilda delar och delar av TP. Arbetet utförs som regel av operativ driftpersonal med stöd av bedömning av driftavfall.
Den huvudsakliga reparationen av TP utförs en gång vart sjätte till tionde år för att bibehålla eller återställa TP:s ursprungliga arbetstillstånd. Slitna element och delar repareras eller ersätts med mer hållbara och ekonomiska för att förbättra TP-utrustningens prestanda. Samtidigt, under översynen, utförs en fullständig revision av TP-utrustningen med en detaljerad inspektion, nödvändiga mätningar och tester, med eliminering av de avslöjade bristerna och defekterna.
Arbetet utförs av särskild reparationspersonal av nätområdena, som underhålls på bekostnad av den avskrivningsfond som avsatts för större reparationer.Förberedelserna av TP för att sätta den i reparation, godkännande av denna reparation och driftsättning utförs av den operativa operativa personalen i nätverksregionerna.
Beroende på tillståndet hos transformatorstationens strukturer och utrustning, fastställd genom inspektioner, förebyggande mätningar och inspektioner, kan reparationstiden ändras med tillstånd från ledningen för kraftsystemet. Akut restaurerande reparationer utförs när det finns behov utöver den godkända planerade reparationen.
För ett mer effektivt utnyttjande av den befintliga mekaniseringen och ett bättre utförande av arbetet på kortast möjliga tid rekommenderas förebyggande mätningar och större reparationer i TP i ett antal fall att utföras centralt av styrkorna av specialiserad personal (laboratorier) , verkstäder etc.) hos elnätsföretaget.
Den normala organisationen av driften av TP tillhandahåller systematiskt underhåll av teknisk dokumentation som kännetecknar den elektriska utrustningen och dess tillstånd, samt planering och rapportering av genomförandet av förebyggande och reparationsarbeten i TP. Listan över teknisk dokumentation, dess innehåll (form) och underhållsprocedur fastställs och godkänns av kraftsystemets ledning.
Ett av de viktigaste tekniska dokumenten är TP:s passreparationskort och passreparationskortet för transformatorerna installerade på denna TP.
TP-passreparationskortet återspeglar alla tekniska och designdata för den installerade utrustningen, för utförda reparationer och rekonstruktioner.Den anger inventeringsnumret, typen och platsen för TP-installationen, namnet på konstruktions- och installationsorganisationen, datum för idrifttagning av TP.
Ett elektriskt enradsdiagram av TP ritas i passet med en detaljerad indikation av parametrarna för den installerade HV- och LV-utrustningen, samlingsskenor, åskskyddsanordningar, elektriska mätanordningar, etc.; namnet på matningsledningarna och användaranslutningarna anges också.
En plan och sektion av transformatorstationen ritas, som anger huvuddimensioner och konstruktionsmaterial, med tillämpning av en jordslinga (för masttransformatorstationer och KTP krävs inte sektioner). Passkortet registrerar datum och resultat av inspektioner av åskskyddsanordningar, mätningar av motståndet hos jordslingor, data om reparationer och förebyggande tester av utrustning och om reparation av TP-strukturer.
På framsidan av passreparationskortet för en krafttransformator (eller på fabriksformuläret) anges dess huvudsakliga tekniska data: lager- och serienummer, typ, diagram och grupp av anslutningar, tillverkningsår och driftsättning, effekt i kilovolt- ampere , märkström och spänning på HV- och LV-sidan, spänning x. NS. och k. z., transformatormassa, oljemassa, dimensioner. Passet innehåller också information om orsaken till borttagningen och den nya installationsplatsen för transformatorn, information om installation, borttagning och omladdning av termosifonfilter och brytarlägen.
Datum och anledning till reparationen, volymen av utfört arbete, resultaten av tester och mätningar, såväl som upptäckta och okorrigerade defekter, anteckningar om driften av TP-utrustningen och transformatorn anges i TP:s passkort och transformatorn. Denna information läggs in i de relevanta passformulären senast 5 dagar efter slutförandet av arbetet baserat på lagar och protokoll. Transformatorns pass eller form förvaras tillsammans med passet för den TP där den är installerad. Med varje rörelse av transformatorn överförs passet tillsammans med transformatorn.
För att fastställa möjligheten att ansluta nya förbrukare och behovet av att byta ut transformatorer och TP-utrustning rekommenderas att föra ett register över förbrukare och mätningar av strömmar och spänningar i TP för TP-området (sektion). Loggen registrerar för varje TP resultaten av mätningen av belastningsströmmarna för alla LV-anslutningar, transformatorns totala belastning och dess ojämnhet i faser, samt spänningsvärdet för TP-skenorna. Mätningar görs på 0,4 kV-sidan 2-3 gånger per år vid olika tider på året och dygnet.
Den konsoliderade redovisningen av TA för zonen (sektionen) förs i TA:s redovisningsjournal. Denna logg anger inventeringsnummer och typ av transformatorstation, installationsplats, namn och nummer på 6-10 kV matningsledningen och strömkällan (35-110 kV transformatorstationer), data om transformatorerna (deras antal i transformatorn) transformatorstation, effekten av var och en i kilovolt-ampere, spänning i kilovolt och ström i ampere).
Det rekommenderas att föra en lista över defekter, en lista över defekter och ett årligt kombinerat schema för reparationer och förebyggande arbeten från huvuddokumentationen. Felbladet är huvudhandlingen vid TP-besiktningen och utfärdas till elektrikern av befälhavaren med angivande av besiktningens omfattning. I bladet anger elektrikern TP-nummer, datum för besiktningen, alla defekter och brister som identifierats. under besiktningen och sätter sin underskrift. I slutet av inspektionen återlämnas arket till kaptenen, som kontrollerar det och anger tidsfristen för att avlägsna defekterna. Efter att ha tagit bort defekter görs anteckningar på arket, datum och underskrift från tillverkaren av arbetet placeras.
Listan över defekter sammanställs av befälhavaren för TP-området (sektionen) baserat på defektblad, testrapporter etc. Material och utrustning. Deklarationen lämnas till nätverket för kvartalet fram till slutet av året och används för att planera reparationsarbeten för kommande år.
Det årliga reparations- och underhållsschemat sammanställs med en uppdelning per kvartal inom ramen för varje zon (sektion) av TP-mastern och konsolideras för nätverkszonen med en uppdelning av de huvudsakliga arbetsvolymerna.
Det kombinerade schemat innehåller tre typer av arbeten: grundläggande och löpande reparation, förebyggande arbete med en lista över utfört arbete för varje typ.Vid större reparationer, till exempel byte av transformatorer, reparation av mätanordningar, konstruktionsdelen av transformatorstationen etc.; under rutinmässiga reparationer utförs en fullständig reparation av TP med förebyggande mätningar, under förebyggande arbete - inspektion av TP, rengöring av isolering, mätning av belastningar och spänningar, oljeprovtagning, byte av silikagel, etc.
Vid utarbetandet av schemat tas en flerårig plan för komplexa reparationer som grund, med hänsyn tagen till reparations- och testhastigheten, listor över defekter, TP:s faktiska tillstånd, arten av arbetets arbete. huvudanvändare och finansieringsbeloppet. Allt eftersom arbetet fortskrider markeras scheman varje månad av befälhavaren och dokumentationsteknikern.
För att utföra nödvändiga reparationer i nödfall, samt för att ersätta utrustning som tas ut för större reparationer, i nätverksföretag och regioner, skapas en nöd- och reparationssammansättning av utrustning och material. Nomenklaturen och mängden av dessa reserver bestäms enligt lokala förhållanden av ledningen för kraftöverföringsföretaget och kraftsystemet.
Drift av transformatorer består i systematisk övervakning av deras belastning, oljetemperatur och dess nivå i expandern. Vid nominell belastning av transformatorer kylda med naturlig olja bör temperaturen på de övre oljelagren, enligt PTE, inte överstiga 95 ° C.
Uppvärmningstemperaturen för dess lindningar når samtidigt 105 ° C, eftersom temperaturskillnaden från lindningarna till de övre oljelagren är cirka 10 ° C, men man bör komma ihåg att vid nominella belastningar den maximala temperaturen i hetaste platserna för spolar kommer att vara 30 - 35 ° C högre än i de övre lagren av oljan. Oljetemperaturen i de undre lagren är alltid lägre än i de övre; så, vid en oljetemperatur i de övre lagren på 80 ° C i botten, kommer det att vara 30-35 ° C, och i mitten av transformatortanken - 65-70 ° C.
Det är känt att med en förändring i transformatorbelastningen stiger eller faller oljetemperaturen mycket långsammare än temperaturen på lindningarna. Därför återspeglar avläsningarna av termometrar som mäter oljetemperaturen faktiskt förändringar i lindningarnas temperatur med en fördröjning på flera timmar.
Av större betydelse för den normala långtidsdriften av transformatorer är temperaturen på luften runt dem. I centrala Ryssland varierar det från -35 till + 35 ° C. I det här fallet kan oljetemperaturen i transformatorn överstiga den maximala omgivningstemperaturen upp till 60 ° C, och transformatorer i dessa områden kan arbeta med den märkeffekt som anges på deras platta .När lufttemperaturen är mer än 35 ° C (men inte högre än 45 ° C), måste belastningen på transformatorn minskas med en hastighet av 1% av dess märkeffekt för varje grad av överskridande av lufttemperaturen .
Transformatorernas driftsätt bestäms av värdena på belastningsströmmen, spänningen på sidan av primärlindningen och temperaturen på de övre lagren av oljan.
Enligt kraven i PUE är det nödvändigt att regelbundet kontrollera spänningen i nätverket och belastningen på transformatorerna, totalt och var och en av faserna, enligt schemat i perioderna med maximala och minimala belastningar för att identifiera dess oegentligheter. Spänningen som tillförs nedtrappningstransformatorn får inte med mer än 5 % överstiga det spänningsvärde som motsvarar denna gren av HV-lindningen.
Transformatorer bör som regel inte överbelastas utöver märkeffekten. TP-transformatorer laddas dock inte alltid jämnt till märkeffekt, varken under dagen eller under hela året. I detta avseende är överbelastning av transformatorer på grund av underutnyttjande av deras kapacitet under perioder med underbelastning tillåten.
Belastningen, till exempel, av landsbygdens TP:er varierar ofta från 15 till 100% under dagen, och varaktigheten av dess maximala överstiger ibland inte 1-2 timmar. är bara 40-60%. Med tanke på dessa egenskaper kan transformatorn på vintern överbelastas ytterligare med en hastighet av 1 % av dess märkeffekt till 1 % av dess underbelastning på sommaren, men inte mer än 15 %. Den totala långvariga vinteröverbelastningen på grund av daglig och sommarunderbelastning tillåts upp till 30 % av märkeffekten för transformatorn som arbetar utomhus och upp till 20 % inomhus.
Vid slutet av överbelastningen får överhettningstemperaturen för transformatorns enskilda delar inte överskrida de tillåtna gränserna. Den tillåtna överbelastningen och dess varaktighet för oljenedsänkta transformatorer kan utläsas från lastbärande kurvor.
Utöver de angivna överbelastningarna tillåts kortvarig överbelastning i nödlägen för tidigare avlastade transformatorer i drift. Nödöverbelastningar, oavsett varaktigheten och värdet av den tidigare belastningen och omgivningstemperaturen, är tillåtna inom följande gränser:
Överbelastning men ström, % till nominell 30 45 60 75 100 200 Överbelastningslängd, min 120 80 45 20 10 1,5
Jämn fördelning av belastningen på faserna är också viktig. Ojämn belastning orsakar ytterligare uppvärmning av oljan och transformatorlindningarna, vilket leder till för tidig åldring av lindningen och oljeisoleringen och kan skada transformatorn.
Dessutom skapar detta en asymmetri av fasspänningarna, vilket kan leda till skador på konsumenternas strömavtagare kopplade mellan fas- och nollledarna. Graden av belastningsojämnhet hos transformatorfaserna på 380/220 V-sidan får inte överstiga 10 %. Graden eller koefficienten för oregelbundenhet ki bestäms av formeln
där Imax är värdet på strömmen i den maximalt belastade fasen, A; Iav — det aritmetiska medelvärdet för strömmarna i alla faser samtidigt, A:
Den totala belastningen kontrolleras, belastningsfördelningen av spänningsnivåer per fas utförs minst en gång om året på en typisk dag under perioderna med maximala och minimala belastningar av transformatorn på sekundärspänningssidan. En nödkontroll utförs när betydande förändringar i belastningen inträffar (anslutning av nya användare eller ökning av kapaciteten hos befintliga etc.).Fasbelastningsvärdet mäts på 0,4 kV-sidan med en klämmätare med en amperemeterskala på 5 till 1000 A, och spänningsnivåerna med rattvoltmetrar med en skala på upp till 600 V.