Отчет по практике в ВЭС

         i_дин=65 кА

         B_к=1875 кА²с

        t_{пол.отк}=0,06с

тип привода: ППрК-1400

 

7.3 Разъединители 110 кВ.

 

Тип: РЛНДЗ-1-110/600

         U_н=110 кВ

         I_н=600 А

 

7.4 Трансформаторы тока 110 кВ.

 

Тип: ТФНД-110,400/5

         U_н=110 кВ

         I_н1=400 А

         I_н2=5 А

7.5 Трансформаторы напряжения 110 кВ.

 

Тип: НКФ-110

 

7.6 Разрядники 110 кВ

 

Тип: ОПН-110

 

7.7 ВЧ – связь.

 

Тип: СМР-110 (конденсатор связи)

         U_н=110 кВ

         В3-600-0,25 (высокочастотный  заградитель)

         Общий диапазон  частоты 40-500 кГц

          R=500 Ом

 

7.8 Заземлитель нейтрали силового  трансформатора.

 

Тип: ЗОН-110

         I_н=400 А

         i_уд=16 кА

         I_т=4 кА

        t_т=10с

 

7.9 Отделитель 110 кВ.

 

Тип: ОД-110/600

         U_н=110 кВ

         I_н=600 А

 

7.10 Разъединитель 35 кВ.

 

Тип: РЛНДЗ-35/600

         U_н=35 кВ

         I_н=600 А

 

7.11 Масляный выключатель 35 кВ.

 

Тип: С-35 М-630-10

         U_н=35 кВ

         I_н=630 А

         I_откн=10 кА

         i_дин=26 кА

         B_к=400 кА²с

        t_{пол.отк}=0,05с

 

7.12 Трансформатор напряжения 35 кВ.

 

Тип: ЗНАМИ-35

 

7.13 Трансформатор тока 35 кВ.

 

Тип: ТФЗМ-35

         U_н=35 кВ

         I_н1=300 А

         I_н2=5 А

 

7.14 Разрядники 35 кВ.

 

Тип: ОПН-35

 

7.15 Дугогасящие реакторы 35 кВ.

 

Тип: ЗРОМ-550/35

         S=550 кВА

         U_сети=35 кВ

         U_ЗДР=20,2 кВ

         I_рег=12,5-25 А

 

7.16 КРУН – 6 кВ.

 

Тип ячейки: К-49

Тип МВ-6 кВ: ВКЭ-10-20/1250

                           U_н.=6 кВ; U_ннб=12 кВ

                           I_н=1250 А

                           I_откн=20 кА

                           i_дин=52 кА

                           B_к=1600 кА²с          

                         t_{пол.отк}=0,06с

                           пауза при АПВ=0,3 с

                         t_с.вкл=0,4с

 

7.17 Трансформатор тока 6 кВ.

 

Тип: ТЛМ-6

 

 

 

7.18 Трансформатор напряжения 6 кВ.

 

Тип: НТМИ-6

 

7.19 Трансформатор собственных нужд.

 

Тип: ТМ-100/6

8. Регулирование напряжения в системе  электроснабжения.

 

ГОСТ 13109-67 регулирует предельные значения отключений напряжения от номинального в нормальных режимах:

a) на вводах приборов рабочего освещения, установленных в производственных помещениях и общественных зданиях: -2,5%, +5%

b) на выводах электродвигателей и аппаратов для пуска и управления: -5%, +10%

с) на выводах остальных электроприёмников: ±5%

В послеаварийных режимах допускается дополнительное снижение напряжения на 5%. С целью  удовлетворить требованиям ГОСТ 13109-67 ПУЭ предписывает поддерживать с помощью устройств регулирования  напряжения напряжение на тех шинах 6-20 кВ эл.станции и п/ст., к которым  присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% в период наименьших нагрузок этих сетей.

Регулирование напряжения производят:

1) изменением  коэффициента трансформации трансформаторов.  Трансформаторы районных п/ст. снабжаются  устройством регулирования напряжения  под нагрузкой (РПН). Пределы регулирования  напряжения с помощью РПН трансформаторов  класса напряжения 35 кВ установлены  ±(6×1,5%) для мощности до 6,3 МВА и  ±(8×1,5%) для мощности 10 МВА и выше. Для трансформаторов класса 110 кВ  мощностью 6,3 МВА и выше пределы  регулирования ±(9×1,78%).

2) Вольтодобавочные  трансформаторы типа ВРТДНУ применяются  на п/ст. энергосистем и включаются  в нейтраль обмотки ВН трансформатора  и автотрансформатора напряжением  220-500 кВ.

3) Линейные  регулировочные трансформаторы. Эти  трансформаторы включаются в  рассечку линии и вводят в  сеть дополнительную ЭДС.

4) Синхронные  компенсаторы, регулируемые батареи  конденсаторов (путём уменьшения  реактивного сопротивления системы).

 

9. Репейная защита и автоматика.

 

В данном разделе  собрана информация релейной защите и автоматике районной п/ст. «Светлинская»  и воздушных линий 35 кВ.

9.1 Автоматика районной п/ст. «Светлинская».

 

На п/ст. имеются следующие устройства автоматики:

• Автоматическое повторное включение (АПВ). Место установки: щиты РЗиА ВЛ-35 кВ и трансформаторов.
• Автоматического включения резерва (АВР). Место установки: КРУН-6 кВ, щит РЗиА СМВ-35 кВ.
• Автоматической частотой разгрузки (АЧР). Установленная АЧР имеет две ступени:

АЧР-І

АЧР-ІІ

Под действие АЧР заведены: ВЛ-35 кВ ОВЦ, Опытный-1,

 ячейки  КРУН-6 кВ. Место установки: панель  АЧР п/ст. «Светлинская». 

10. Организация обслуживания электрооборудования  районной подстанции.

 

Организация эксплуатации и ремонта силового электрооборудования основывается на выполнении «Правил эксплуатации электроустановок потребителей» и  «Правил техники безопасности при  эксплуатации электроустановок». Осуществление  работ, предусмотренных системой ППР, производится силами электротехнического  персонала централизованных служб  электроремонта предприятия и районных подразделений.

Основными видами технического обслуживания и ремонтов является: техническое обслуживание; текущий ремонт; капитальный ремонт.

Содержанием технического обслуживания является осуществляемый эксплуатационным персоналом комплекс работ по наблюдению в исправности  оборудования и сетей в процессе их использования по назначению в  соответствии с действующими нормами, правилами и инструкциями.

В комплекс работ по техническому обслуживанию оборудования входит также обслуживание при подготовке его к хранению, в процессе хранения, а также непосредственно  после окончания хранения.

Содержание  текущего ремонта энергетического  оборудования и сетей является комплекс работ, осуществляемых в процессе эксплуатации по утверждённому графику с целью  гарантированного восстановления работоспособности  объекта ремонта. В процессе текущего ремонта производится разборка и  ремонт узлов быстроизнашивающимися  деталями, устранение дефектов, выявленных во время технического обслуживания, регулировка оборудования.

В процессе текущего ремонта, предшествующего  капитальному, должны быть выявлены и  уточнены работы, подлежащие выполнению при капитальном ремонте.

Текущий ремонт, как правило, производится на месте  установки оборудования.

Содержание  капитального ремонта электрического оборудования и сетей является комплекс работ, осуществляемых по утверждённому  графику, с целью обеспечения  надёжной работы в пределах нормативного срока (межремонтного периода) в  результате выполнения комплекса операций по восстановлению надёжности и ресурсов изделий или их составных частей.

В процессе капитального ремонта производятся полная разборка и ревизия всех узлов  агрегата и сети, ремонт и замена узлов и деталей, состояние которых  не обеспечивает надёжности работы в  предстоящий межремонтный период.

При проведении капитальных ремонтов должны выполняться  мероприятия, направленные на увеличение межремонтного периода и повышение  технико-экономических показателей  объекта ремонта.

Как правил, транспортабельное оборудование подлежит капитальному ремонту в специальных  ремонтных цехах.

Нетранспортабельное оборудование (например, котельные  агрегаты, электропечи, распределительные  устройства и др.) ремонтируется  на месте установки.

Неплановые  ремонты системой ППР не регламентируются. Необходимость в неплановом ремонте  возникает при отказах и авариях  энергетического оборудования и  сетей. В зависимости от характера  и объёма работ неплановый ремонт также заключается в составлении  надёжности и работоспособности  оборудования и сетей.

Увеличение  или уменьшение объёмов текущего и капитального ремонтов по сравнению  с типовыми, их продолжительность, потребность  в трудовых и материальных ресурсах определяются окончательными ведомостями  дефектов и сметно-финансовой документацией, составленного для данного объёма ремонта.

Основными функциями  электротехнического персонала  в обслуживании электрооборудования  являются:

оперативного (дежурного) персонала: наблюдение за состоянием электрооборудования; контроль над  показаниями измерительных приборов и приборов сигнализации; наблюдение за выполнением производственным персоналом правил эксплуатации агрегатов; проверка состояния изоляции, состояния заземления, ограждений; техническое обслуживание электрооборудования на закреплённых за ними участках: проверка надёжности крепления аппаратуры, продувка, чистка, смазка, обтирка, наружный осмотр и  выявление всех неисправностей деталей  аппаратуры, проверка нагрева отдельных  частей, проверка масляных и охлаждающих  систем;

ремонтного  персонала: техническое обслуживание электрооборудования, выполняемое  без нарушений производственного  процесса во время остановок оборудования на профилактические осмотры и на время перерывов в его работе; текущий ремонт электрооборудования, связанный с заменой и ремонтом изношенных деталей, регулировкой механизмов аппаратов;

наладочного персонала: наладка сложного электрооборудования, включающего схемы бесконтактного управления.

 

 

11. Экономические вопросы.

 

11.1 План оргтехмероприятий по экономии  электроэнергии.

 

• Отключение незагруженных трансформаторов;
• Оптимизация мест размыкании линий 6-10 кВ;
• Отключение трансформаторов сезонных нагрузок;
• Выравнивание нагрузок фаз в сетях 0,4 кВ;
• Замена проводов на большее сечение в линиях 6-10 кВ, 0,4 кВ;
• Замена перегруженных, установка и ввод в работу дополнительных трансформаторов на п/ст. 35 и 10 кВ.

 

12. Учёт электроэнергии.

 

Учёт электроэнергии на районной п/ст.«Светлинская» производится с помощью расчётных счётчиков  индукционной системы типа: СЭТ-4ТМ.02.2.

 

12.1 Места установки средств учёта.

 

На трансформаторах  ГПП:

Сторона 110 кВ: амперметр типа Э-377, киловольтметр  типа Э-377; счётчик активной энергии  типа СЭТ-4ТМ.02.2., коэффициенты трансформации: К_тт1=200/5; К_тн=110000/100; К_тт2=400/5.

Сторона 35 кВ: амперметры в количестве 3^х шт., киловольтметр, ваттметр типа Д-368, варметр типа Д-368, счётчик активной энергии типа СР4У-И673М, К_тт=600/5.

Сторона 6 кВ: килоамперметр, киловольтметр, ваттметр типа Д-309, варметр типа Д-309, счётчик  активной энергии, счётчик реактивной энергии, К_тт=100/5; К_тн=6000/100.

ВЛ-35 кВ:

ОВЦ: РI- СЭТ-4ТМ.02.2. , К_тт=300/5; К_тн=35000/100

          РК-СР4У-И673М

Опытный-1: РI- СЭТ-4ТМ.02.2., К_тт=300/5; К_тн=35000/100

                      РК-СР4У-И673М

Степная: РI- СЭТ-4ТМ.02.2., К_тт=150/5

В-2:  нет

Карьер-3: РI- СЭТ-4ТМ.02.2., К_тт=75/5

                 РК-СР4У-И673М

Урожайная: РI- СЭТ-4ТМ.02.2., К_тт=200/5

                     РК-СР4У-И673М

Спутник: РI- СЭТ-4ТМ.02.2., К_тт=200/5

Опытный-2: РI- СЭТ-4ТМ.02.2., К_тт=300/5

                      РК-СР4У-И673М

13. Вопросы экологии и БЖД.

 

13.1 Основные факторы для здоровья  человека при обслуживании электроустановок:

 

• поражение электрическим током установки;
• падение с высоты;
• ожоги, связанные с действием электрической дуги;

Вредные факторы  производства:

• продукты разложения трансформаторного масла;
• продукты горения изоляции токоведущих частей;
• шумы при работе оборудования;
• электромагнитные поля;

 

13.2 Основные мероприятия по Т.Б..

 

Основные  мероприятия по Т.Б. при обслуживании электроустановок отражены в правилах по технике безопасности при обслуживании электроустановок потребителей до и  выше 1000 В.

Мероприятия подразделяются на:

а) организационные:

• выдача наряда или распоряжения на производство работ;
• допуск к работе;
• надзор во время работы;
• организация перерывов в работе или перевод бригады на другое место работы;
• окончание работы;

б) технические:

• производство необходимых отключений и принятие мер против ошибочного и самопроизвольного включения;
• вывешивание запрещающих плакатов;
• проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях и их заземление;
• ограждение рабочего места и вывешивание предписывающих плакатов;
• применение малых напряжений.