Drift av TP

Organisering av teknisk drift. Påliteligheten til TP-arbeidet avhenger av kvaliteten på design- og konstruksjons- og installasjonsarbeidene, på nivået på arbeidet, som må utføres i full overensstemmelse med eksisterende retningslinjer og opplæringsmateriell.

Riktig teknisk drift av TP sikrer rettidig vedlikehold og forebygging av høy kvalitet.

Vedlikehold og forebyggende arbeid utføres for å hindre at det oppstår og fjernes individuelle skader og mangler som har oppstått under drift. Omfanget av dette arbeidet inkluderer systeminspeksjoner, forebyggende målinger og TP-kontroller.

Planlagte inspeksjoner av TP produseres i løpet av dagen i henhold til tidsplanen godkjent av sjefsingeniøren i foretaket, men minst en gang hver 6. måned.

Nødkontroller av TP utføres etter nødavbrudd av kraftledninger, under overbelastning av utstyr, plutselige endringer i vær og naturfenomener (våt snø, is, tordenvær, orkan, etc.); slike kontroller utføres til enhver tid.

Kontrollgjennomganger av TP produsert av ingeniører og teknisk personell minst en gang i året... Vanligvis kombineres de med kontroll av lynverninnretninger, aksept av objekter for drift under vinterforhold, med tanke på VL 6-10 eller 0,4 kV, etc. Samtidig spesifiseres omfanget av reparasjon av transformatorstasjoner for neste år.

Planlagt forebygging av PPR er delt inn i nåværende og grunnleggende. Den er produsert for å holde TP i en teknisk forsvarlig stand, og sikrer langsiktig pålitelig og økonomisk drift ved å restaurere og erstatte slitte elementer og deler.

Med dagens reparasjon av TP en gang hvert tredje til fjerde år, utføres alt arbeid for å sikre normal drift mellom større reparasjoner.

I tilfeller som ikke lider av forsinkelse før neste større reparasjon, utføres forebyggende selektive reparasjoner med en enkelt utskifting av individuelle elementer og deler av TP. Arbeidet utføres som hovedregel av operativt driftspersonell, støttet av vurdering av driftsavfall.

Hovedreparasjonen av TP utføres en gang hvert sjette til tiende år for å opprettholde eller gjenopprette den opprinnelige arbeidstilstanden til TP. Slitte elementer og deler repareres eller erstattes med mer holdbare og økonomiske for å forbedre ytelsen til TP-utstyret. Samtidig, under overhalingen, utføres en fullstendig revisjon av TP-utstyret med en detaljert inspeksjon, nødvendige målinger og tester, med eliminering av de avslørte manglene og defektene.

Arbeidet utføres av spesialreparasjonspersonell av nettområdene, som vedlikeholdes på bekostning av avskrivningsfondet til større reparasjoner.Forberedelsen av TP for å sette den i reparasjon, aksept av denne reparasjonen og igangkjøring utføres av det operative operative personalet i nettverksregionene.

Avhengig av tilstanden til transformatorstasjonens strukturer og utstyr, etablert gjennom inspeksjoner, forebyggende målinger og inspeksjoner, kan reparasjonstiden endres med tillatelse fra ledelsen av kraftsystemet. Nød-restaurerende reparasjoner utføres når det er behov utover godkjent planlagt reparasjon.

For en mer effektiv bruk av eksisterende mekanisering og en bedre utførelse av arbeidet på kortest mulig tid, anbefales forebyggende målinger og større reparasjoner i TP i en rekke tilfeller utført sentralt av styrkene til spesialisert personell (laboratorier) , verksteder etc.) til kraftnettselskapet.

Den normale organiseringen av driften av TP sørger for systematisk vedlikehold av teknisk dokumentasjon som karakteriserer det elektriske utstyret og dets tilstand, samt planlegging og rapportering av gjennomføringen av forebyggende og reparasjonsarbeid i TP. Listen over teknisk dokumentasjon, dens innhold (form) og vedlikeholdsprosedyre er etablert og godkjent av kraftsystemets ledelse.

Et av de viktigste tekniske dokumentene er passreparasjonskortet til TP og passreparasjonskortet til transformatorene som er installert på denne TPen.

TP-passreparasjonskortet gjenspeiler alle tekniske og designdata for det installerte utstyret, for utførte reparasjoner og rekonstruksjoner.Det angir inventarnummeret, typen og plasseringen av TP-installasjonen, navnet på design- og installasjonsorganisasjonen, datoen for idriftsettelse av TP.

Et elektrisk enlinjediagram av TP er tegnet i passet med en detaljert indikasjon på parametrene til det installerte HV- og LV-utstyret, samleskinner, lynbeskyttelsesenheter, elektriske måleenheter, etc.; navnet på matelinjene og brukertilkoblingene er også angitt.

En plan og seksjon av transformatorstasjonen er tegnet, med angivelse av hoveddimensjoner og konstruksjonsmaterialer, med påføring av en jordsløyfe (for mastetransformatorstasjoner og KTP er seksjoner ikke nødvendig). Passkortet registrerer datoene og resultatene av inspeksjoner av lynbeskyttelsesenheter, målinger av motstanden til jordingsløkker, data om reparasjoner og forebyggende tester av utstyr og om reparasjon av TP-strukturer.

På forsiden av passreparasjonskortet til en krafttransformator (eller på fabrikkskjemaet) er dens viktigste tekniske data angitt: inventar- og serienummer, type, diagram og gruppe av tilkoblinger, produksjonsår og igangkjøring, kraft i kilovolt- ampere , merkestrøm og spenning på HV- og LV-siden, spenning x. NS. og k. z., transformatormasse, oljemasse, dimensjoner. Passet inneholder også informasjon om årsak til fjerning og nytt installasjonssted for transformatoren, informasjon om installasjon, fjerning og omlasting av termosifonfiltre og bryterposisjoner.

Datoen og årsaken til reparasjonen, mengden av utført arbeid, resultatene av tester og målinger, samt oppdagede og ukorrigerte defekter, merknader om driften av TP-utstyret og transformatoren er angitt i passkortene til TP og transformatoren. Denne informasjonen legges inn i de aktuelle passskjemaene senest 5 dager etter fullføring av arbeidet basert på lover og protokoller. Passet eller formen til transformatoren oppbevares sammen med passet til TP-en der den er installert. Ved hver bevegelse av transformatoren overføres passet sammen med transformatoren.

For å avgjøre muligheten for å koble til nye forbrukere og behov for utskifting av transformatorer og TP-utstyr, anbefales det å føre register over forbrukere og målinger av strøm og spenning i TP for TP-området (seksjon). Loggen registrerer for hver TP resultatene av målingen av laststrømmene til alle LV-forbindelser, den totale belastningen av transformatoren og dens ujevnheter etter faser, samt spenningsverdien til TP-skinnene. Målinger utføres på 0,4 kV-siden 2-3 ganger i året til forskjellige tider av året og døgnet.

Konsernregnskapsrapporteringen til TA for sonen (seksjonen) oppbevares i TAs regnskapsjournal. Denne loggen angir inventarnummeret og typen til transformatorstasjonen, installasjonsstedet, navn og nummer på 6-10 kV forsyningsledningen og strømkilden (35-110 kV transformatorstasjoner), data om transformatorene (deres nummer i transformatoren) transformatorstasjon, kraften til hver i kilovolt-ampere, spenning i kilovolt og strøm i ampere).

Det anbefales å føre en feilliste, en liste over mangler og en årlig kombinert tidsplan for reparasjoner og forebyggende arbeider fra hoveddokumentasjonen. Feilbladet er hoveddokumentet i TP-kontrollen og utstedes til elektrikeren av mester med angivelse av kontrollens omfang I bladet angir elektrikeren TP-nummeret, datoen for kontrollen, alle avdekket feil og mangler. under befaringen og setter sin signatur. Ved slutten av befaringen returneres arket til kapteinen, som sjekker det og setter fristen for å fjerne manglene. Etter å ha fjernet defekter, noteres det på arket, datoen og signaturen til produsenten av arbeidet plasseres.

Listen over defekter er satt sammen av sjefen for TP-området (seksjon) basert på feilark, testrapporter osv. Materialer og utstyr. Erklæringen sendes til nettverket for kvartalet frem til slutten av året og brukes til å planlegge reparasjonsarbeid for påfølgende år.

Den årlige reparasjons- og vedlikeholdsplanen er satt sammen med en fordeling per kvartal i sammenheng med hver sone (seksjon) av TP-masteren og konsolidert for nettverkssonen med en fordeling av hovedvolumene av arbeid.

Den kombinerte tidsplanen inneholder tre typer arbeid: grunnleggende og løpende reparasjon, forebyggende arbeid med liste over utført arbeid for hver type.Ved større reparasjoner, for eksempel utskifting av transformatorer, reparasjon av måleapparater, konstruksjonsdelen av transformatorstasjonen, etc.; under rutinereparasjoner utføres en fullstendig reparasjon av TP med forebyggende målinger, under forebyggende arbeid - inspeksjon av TP, rengjøring av isolasjonen, måling av belastninger og spenninger, oljeprøvetaking, utskifting av silikagel, etc.

Ved utarbeidelse av tidsplanen legges det til grunn en flerårig plan for komplekse reparasjoner, under hensyntagen til hyppigheten av reparasjoner og tester, lister over defekter, den faktiske tilstanden til TP, arten av arbeidet til TP. hovedbrukere og finansieringsbeløpet. Etter hvert som arbeidet skrider frem, merkes tidsplaner månedlig av master og dokumentasjonstekniker.

For å utføre nødvendige reparasjoner i nødstilfeller, samt å erstatte utstyr som tas ut til større reparasjoner, i nettforetakene og regionene, opprettes en nød- og reparasjonssammensetning av utstyr og materialer. Nomenklaturen og mengden av disse reservene bestemmes i henhold til lokale forhold av ledelsen i kraftoverføringsselskapet og kraftsystemet.

Drift av transformatorer består i systematisk overvåking av deres belastning, oljetemperatur og nivå i ekspanderen. Ved nominell belastning av transformatorer avkjølt med naturlig olje, bør temperaturen på de øvre oljelagene, ifølge PTE, ikke overstige 95 ° C.

Oppvarmingstemperaturen til viklingene når samtidig 105 ° C, siden temperaturforskjellen fra viklingene til de øvre lagene av olje er omtrent 10 ° C, men det bør tas i betraktning at ved nominelle belastninger er den maksimale temperaturen i varmeste steder av spoler vil være 30 - 35 ° C høyere enn i de øvre lagene av oljen. Oljetemperaturen i de nedre lagene er alltid lavere enn i de øvre; så, ved en oljetemperatur i de øvre lagene på 80 ° C i bunnen, vil det være 30-35 ° C, og i midten av transformatortanken - 65-70 ° C.

Det er kjent at med en endring i transformatorbelastningen stiger eller faller oljetemperaturen mye langsommere enn temperaturen på viklingene. Derfor gjenspeiler avlesningene til termometre som måler oljetemperatur faktisk endringer i temperaturen på viklingene med en forsinkelse på flere timer.

Av større betydning for normal langsiktig drift av transformatorer er temperaturen på luften rundt dem. I det sentrale Russland varierer det fra -35 til + 35 ° C. I dette tilfellet kan oljetemperaturen i transformatoren overstige den maksimale omgivelsestemperaturen opp til 60 ° C, og transformatorer i disse områdene kan fungere med merkeeffekten som er angitt på deres plate .Når lufttemperaturen er mer enn 35 ° C (men ikke høyere enn 45 ° C), må belastningen på transformatoren reduseres med en hastighet på 1% av dens merkeeffekt for hver grad av overskridelse av lufttemperaturen .

Driftsmåten til transformatorene bestemmes av verdiene til laststrømmen, spenningen på siden av primærviklingen og temperaturen til de øvre lagene av oljen.

I henhold til kravene til PUE, er det nødvendig å periodisk sjekke spenningen i nettverket og belastningen på transformatorene, totalt og hver av fasene, i henhold til planen i periodene med maksimal og minimum belastning for å identifisere dens uregelmessigheter. Spenningen som tilføres nedtrappingstransformatoren må ikke overstige med mer enn 5 % spenningsverdien som tilsvarer denne grenen av HV-viklingen.

Transformatorer bør som regel ikke overbelastes utover merkeeffekten. TP-transformatorer er imidlertid ikke alltid jevnt ladet til nominell effekt verken på dagtid eller gjennom året. I denne forbindelse er overbelastning av transformatorer på grunn av underutnyttelse av deres kapasitet i perioder med underbelastning tillatt.

Belastningen, for eksempel, av landlige TP-er svinger ofte fra 15 til 100% i løpet av dagen, og varigheten av dens maksimum overstiger noen ganger ikke 1-2 timer. er bare 40-60%. Gitt disse egenskapene kan transformatoren om vinteren overbelastes i tillegg med en hastighet på 1 % av merkeeffekten til 1 % av underbelastningen om sommeren, men ikke mer enn 15 %. Den totale langsiktige vinteroverbelastningen på grunn av daglig og sommerunderbelastning tillates opptil 30 % av merkeeffekten til transformatoren som opererer utendørs og opptil 20 % innendørs.

Ved slutten av overbelastningen må overopphetingstemperaturen til de enkelte delene av transformatoren ikke overskride de tillatte grensene. Den tillatte overbelastningen og dens varighet for oljesenkede transformatorer kan fastslås fra bærekurvene.

I tillegg til de spesifiserte overbelastningene tillates kortvarig overbelastning i nødmodus for tidligere ubelastede transformatorer i drift. Nødoverbelastninger, uavhengig av varigheten og verdien av forrige belastning og omgivelsestemperaturen, er tillatt innenfor følgende grenser:

Overbelastning men strøm, % til nominell 30 45 60 75 100 200 Varighet av overbelastning, min 120 80 45 20 10 1,5

Jevn fordeling av belastningen på fasene er også viktig. Ujevn belastning forårsaker ytterligere oppvarming av olje- og transformatorviklingene, noe som fører til for tidlig aldring av viklingen og oljeisolasjonen og kan skade transformatoren.

I tillegg skaper dette en asymmetri av fasespenningene, noe som kan føre til skade på forbrukernes strømavtakere koblet mellom fase- og nullledere. Graden av belastningsujevnheter for transformatorfasene på 380/220 V-siden må ikke overstige 10 %. Graden eller koeffisienten av uregelmessighet ki bestemmes av formelen

hvor Imax er verdien av strømmen i den maksimalt belastede fasen, A; Iav — den aritmetiske middelverdien av strømmene til alle faser samtidig, A:

Den totale belastningen kontrolleres, belastningsfordelingen av spenningsnivåer etter fase utføres minst en gang i året på en typisk dag i periodene med maksimal og minimumsbelastning av transformatoren på sekundærspenningssiden. En nødkontroll utføres når det oppstår vesentlige endringer i belastningen (tilkopling av nye brukere eller økning av kapasitet på eksisterende osv.).Faselastverdien måles på 0,4 kV-siden med en klemmemåler med en amperemeterskala på 5 til 1000 A, og spenningsnivåene med skivevoltmetre med en skala på opptil 600 V.