Отчет по практике в Филиале ОАО «МРСК Волги»- «Оренбургэнерго»

22. В таблице "Изменения  в составе бригады" при вводе  в состав бригады или выводе  из ее состава водителя автомобиля  или машиниста механизма, крановщика  указывается также тип закрепленного  за ним автомобиля, механизма  или самоходного крана. В графе 4 расписывается работник, выдавший  разрешение на изменение состава  бригады. При передаче разрешения  по телефону, радио производитель  работ в графе 4 указывает фамилию  этого работника.

23. После полного окончания  работ производитель работ (наблюдающий) и ответственный руководитель  работ расписываются в соответствующих  строках наряда, указывая при  этом дату и время полного  окончания работ. Если ответственный  руководитель работ не назначался, то подпись в строке "Ответственный  руководитель работ" не ставится.

Если во время оформления в наряде полного окончания работы оперативный персонал или допускающий из числа оперативного персонала отсутствует либо производитель работ совмещает обязанности допускающего, производитель работ или наблюдающий оформляет полное окончание работ только в своем экземпляре наряда, указывая должность и фамилию работника, которому он сообщил о полном окончании работ, а также дату и время сообщения.

Если во время оформления в наряде полного окончания работы оперативный персонал или допускающий из числа оперативного персонала присутствует, производитель работ или наблюдающий оформляет полное окончание работ в обоих экземплярах наряда.

Если бригада заземлений не устанавливала, то слова "заземления, установленные бригадой, сняты" из текста сообщения вычеркиваются.

24. Допуску к работе  по наряду предшествует проведение  целевого инструктажа, оформляемого  в таблице "Регистрация целевого  инструктажа при первичном допуске". Проведение целевого инструктажа  должно охватывать всех участвующих  в работе по наряду работников - от выдавшего наряд до членов  бригады.

Подписи работников в таблице целевого инструктажа являются подтверждением проведения и получения инструктажа.

Измерение нагрузок

 и напряжения в отдельных  точках электрической сети

Целью измерений является проверка: состояния нагрузок кабельных линий и оборудования, выявления перегруженных и недогруженных элементов сети; 
уровня напряжения для определения качества подаваемой потребителям электрической энергии; 
режима работы сети и рабочих схем электрических соединений оборудования РП и ТП; 
экономичности эксплуатации сети путем расчетов потерь мощности и электроэнергии.  
Измерение нагрузок и напряжения производится на стороне низшего напряжения с помощью переносных приборов (вольтметров, амперметров и специальных токоизмерительных клещей). Нагрузка питающих* линий на стороне высшего напряжения определяется по щитовым амперметрам центров питания. Показания приборов записываются дежурным персоналом ЦП в суточную ведомость нагрузок на каждый час. При отсутствии на ЦП дежурного персонала, а также отсутствии средств телеизмерения определение нагрузок питающих линий производится по щитовым приборам, установленным в распределительных пунктах (РП) на другом конце линии. 
Нагрузка кабельных линий распределительной сети** устанавливается также по показаниям щитовых ампер-- метров, установленных в РП. В трансформаторных подстанциях городской сети измерение нагрузок и напряжения производится исключительно на стороне низшего напряжения указанными выше переносными приборами. Нагрузки измеряются на силовых трансформаторах, всех отходящих магистральных линиях, а также кабельных вводах перегруженных линий. Напряжение измеряется в ТП и на самом удаленном от ТП вводном устройстве. Период времени для проведения измерений выбирается с таким расчетом, чтобы величина измеряемой нагрузки была максимальной. Для этого необходимо знать характер нагрузки потребителей и время, когда величина ее достигает максимального значения.

Одновременно с измерениями нагрузок и напряжения эксплуатационный персонал может проверить состояние изоляции линий. При работе сети низшего напряжения в режиме изолированной нейтрали состояние изоляции легко может быть определено измерением напряжения между фазой и землей. При полном повреждении изоляции величина напряжения между фазой, на которой изоляция повреждена, и землей равна нулю. Если изоляция линии в порядке, напряжение всех фаз по отношению к земле одинаково и по величине равно фазовому напряжению линии. Нарушение изоляции кабельных линий в сети напряжением выше 1 000 в определяется дежурным персоналом центра питания по работе устройства сигнализации замыкания на землю — щита управления. 
Изоляция кабельных линий сети до 1 000 в, работающей в режиме глухого заземления нейтрали, проверяется путем отключения и испытания линии меггером, что выполняется при проведении капитального ремонта ТП. Измерение напряжения производится в характерных точках сети для максимального и минимального режимов нагрузки. Технически допустимым напряжением называют такое, величина которого при максимальных и минимальных нагрузках не выходит за установленные пределы отклонения от номинального значения.

Осмотр трансформаторов без отключения от сети

При осмотре силовых трансформаторов проверяют показания термометров и мановакууметров; состояние кожухов трансформаторов; отсутствие течи масла; наличие масла в маслонаполненных вводах; соответствие уровня масла в расширителе температурной отметке; состояние изоляторов, маслоохлаждающих и маслосборных устройств, ошиновки и кабелей; отсутствие нагрева контактных соединений; исправности пробивных предохранителей и сигнализации; состояние сети заземления трансформаторного помещения. 
Осмотры без отключения трансформаторов производят:

-1 раз в сутки — в  установках с постоянным дежурным  персоналом.

-Не реже 1 раза в месяц  — в установках без постоянного  дежурного персонала.

-Не реже 1 раза в 6 мес.—  на трансформаторных пунктах.

Внеочередные осмотры производят при резком изменении температуры наружного воздуха и при каждом отключении трансформатора от действия токовой или дифференциальной защиты. 
Трансформатор выводят из работы при обнаружении:

1. потрескивания внутри трансформатора и сильно неравномерного шума;
2. ненормального и постоянно возрастающего нагрева трансформаторов при нормальных нагрузке и охлаждении;
3. выброса масла из расширителя или разрыва диафрагмы выхлопной трубы;
4. течи масла с понижением уровня его ниже уровня масломерного стекла;
5. при необходимости немедленной замены масла по результатам лабораторных анализов. У трансформаторов мощностью 160 кВА и более масло подвергают непрерывной регенерации, осуществляемой в термосифонных фильтрах или путем периодического присоединения абсорбера.

Находящееся в эксплуатации изоляционное масло подвергают лабораторным испытаниям в следующие сроки:

1. не реже 1 раза в 3 года для трансформаторов, работающих с термосифонными фильтрами (сокращенный анализ);
2. после капитальных ремонтов трансформаторов и аппаратов;
3. 1 раз в год для трансформаторов, работающих без термосифонных фильтров (сокращенный анализ).

Внеочередную пробу масла для определения температуры вспышки отбирают из трансформатора при обнаружении горючего газа в газовом реле трансформатора. В трансформаторах и аппаратах изоляционное масло при понижении электрической прочности, снижении химических показателей ниже норм на эксплуатационное масло, а также при обнаружении в нем механических примесей восстанавливают или заменяют. 
Допустимость смешения разных масел при доливах его в трансформаторы мощностью 1000 кВА и более, а также смешение свежего и эксплуатационного масел должны подтверждаться лабораторным испытанием на выпадение осадка и стабильность. 
Температура верхних слоев масла при номинальной нагрузке трансформатора и максимальной температуре охлаждающей среды (30°С — воздуха, 25°С — воды) не должна превышать:

1. 70°С в трансформаторах с принудительной циркуляцией масла и воды;
2. 75°С в трансформаторах с принудительной циркуляцией масла и воздуха;
3. 95°С в трансформаторах с естественной циркуляцией воздуха и масла или принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла.

Допускается работа трансформаторов с дутьевым охлаждением масла с выключенным дутьем, если нагрузка меньше номинальной и температура верхних слоев масла не превышает 55°С и при минусовых температурах окружающего воздуха и температуре масла не выше 45°С, вне зависимости от нагрузки.

На главных понизительных подстанциях многих предприятий в настоящее время широко используются силовые трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Мощность каждой обмотки допускает нагрузку не более 62 % от номинальной мощности трансформатора. 
Отключенный релейной защитой трансформатор разрешается включать только после его осмотра, испытаний, проверки газа из газового реле и устранения неисправностей. 

Осмотр состояния ошиновки и кабелей

При текущем ремонте производятся ревизия всех контактов с затяжкой ключом болтовых соединений, наружная герметизация контактных соединений с покрытием их внешних поверхностей и швов светлым глифталевым лаком, окраска шип, проверка крепления шин [7]. 
При капитальном ремонте выполняются полная ревизия контактов с их разборкой и обработкой под вазелином с заменой отдельных крепежных деталей и сборкой, герметизация внешней поверхности и швов контактных соединений светлым глифталевым лаком, окраска шин.

Для проверки состояния проводов и кабелей (сопротивления, степени старения и увлажненности электроизоляции)  необходимо на токоведущие жилы подать высокое напряжение постоянного тока и измерить ток утечки через изоляцию. По закону Ома рассчитывается сопротивление изоляции как напряжение, приложенное между жилами кабеля, деленное на ток утечки через изоляцию между жилами. Так как изоляционный материал представляет собой диэлектрик, то ток будет иметь очень маленькое значение у проводов с хорошей изоляцией и, соответственно, сопротивление изоляции будет достаточно большим. Если же состояние изоляции ухудшается, то ток утечки будет возрастать со временем, что рано или поздно может привести к короткому замыканию. Периодический контроль сопротивления изоляции позволит наблюдать за состоянием электропроводки и, в случае ухудшения состояния, позволит принять решение о ее замене, тем самым предотвратить печальные последствия.

Наши электрики имеют большой опыт диагностики кабельно-проводниковой продукции, а имеющееся приборное оснащение позволяет производить данные работы в кратчайшие сроки и с высокой точностью.

 

 

Осмотр состояния сети заземления

Проверка заземляющей сети 
В объем проверки заземляющей сети входят внешний осмотр для установления соответствия смонтированной сети проекту и требованиям ПУЭ и СНиПа, а также производство необходимых измерений для установления надежности электрической связи заземленных элементов с заземлителем. 
При осмотре проверяют наличие и надежность присоединения заземляемых элементов к магистралям заземления, целость заземляющей сети и ее состояние (материал, размеры и окраску проводников наружной сети, способы прокладки, качество креплений, сварных и болтовых соединений и т. и.). 
Каждый заземляемый элемент необходимо непосредственно отдельным проводником присоединять к магистрали заземления. Магистрали наружной сети заземления должны образовывать замкнутый контур и соединяться с заземлителем не менее чем в двух точках. Соединение заземляющих проводников между собой и присоединение их к магистрали необходимо осуществлять сваркой внахлестку. Присоединение заземляющих проводников к заземляемым элементам выполняют сваркой или болтовыми. Проходы заземляющих проводников и магистралей через стены и междуэтажные перекрытия должны оформляться в проемах или трубах. Заземляющая сеть на всем протяжении должна быть доступна для осмотра. Результаты осмотра заносят в протокол испытания проверяемого заземляющего устройства.

 

Определение причин неисправностей и

устранение несложных повреждений

Характерными повреждениями на ЛЭП являются обрывы проводов, замыкания между ними, замыкания на землю.

Для определения мест таких повреждений используются специальные приборы и методы, основанные на измерении времени распространения электрических импульсов по проводам линии и на измерении параметров аварийного режима.

В первом методе применяются ручные искатели типов ИКЛ-5, Р5-1А и др. Искатель подключают с помощью изолирующих штанг поочередно к проводам отключенной и заземленной линии. Затем со стороны ПС производится проверка: с линии снимают напряжение и посылают в нее электрические импульсы. В месте повреждения импульс отражается от неоднородности волнового сопротивления и возвращается в начало линии. Расстояние до места повреждения Lподсчитывается по следующей формуле:

L = 0,5 t γ, (11.2)

где t — время между моментом посылки импульса и моментом его возвращения;

γ — скорость распространения импульса.

Отраженные сигналы наблюдают на экране электронно-лучевой трубки, где по числу масштабных меток определяют расстояние до места повреждения.

Поскольку волновые характеристики ВЛ зависят от рельефа местности, транспозиции проводов и других факторов, во избежание ошибок рекомендуется иметь предварительно снятые характеристики исправных линий, с которыми сравниваются полученные характеристики аварийного состояния.

Такой метод имеет недостатки, мешающие точному определению мест повреждения, в том числе:

дефекты воздушных проводок на ОРУ;

повреждения защитных фильтров, которые не были выявлены из-за нарушения сроков профилактики;

отсутствие характеристик нормального состояния линий;

необученность персонала работе с импульсными измерителями.

Недостатком таких ручных локационных искателей является также их непригодность для определения мест с неустойчивым повреждением на линии.

Указанный недостаток отсутствует при использовании автоматических локационных искателей типов Р5-7, УИЗ-1, УИЗ-2 и др.

В нормальном режиме локационные искатели находятся в режиме ожидания. В момент повреждения на одной из линий соответствующее реле защиты выбирает повредившуюся линию и автоматически подключает к ней локационный искатель. Результаты записываются на запоминающем устройстве.

Во втором методе места повреждения определяют по параметрам аварийного режима фиксирующими приборами (индикаторами серий ФИП, ФПТ, ФПН, ЛИФП, ФИС), установленными для линий напряжением 110 кВ и выше с двух сторон, а для линий 6-35 кВ — с одной стороны.

После снятия показаний с фиксирующих индикаторов их необходимо возвращать в исходное состояние готовности.

В сетях 6-10 кВ однофазные замыкания на землю являются самыми распространенными и составляют до 80 % всех повреждений.

Для отыскания ВЛ, имеющей замыкание фазы на землю, без ее отключения применяются приборы «Поиск-1», «Волна», «Зонд». Эти устройства основаны на измерении составляющих магнитной индукции от высших гармоник, которые содержатся в токе замыкания на землю. Их уровень в поврежденной линии намного выше, чем в исправных линиях, что и служит признаком повреждения.