МИНОБРНАУКИ РОССИИ ВЛАДИВОСТОКСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭКОНОМИКИ И СЕРВИСА КОЛЛЕДЖ СЕРВИСА И ДИЗАЙНА УТВЕРЖДАЮ Зам. директора по УР ________ А.Т. Бондарь Курсовая работа по МДК 01.03 Основы технической эксплуатации и обслуживание электрического и электромеханического оборудования. Расчёт и организация работ по техническому обслуживанию и монтажу электрооборудования комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ. КД-С-ТЭ-19-149140.32-с.11.000.КР Студент Гр. СТЭ-19 Руководитель преподаватель ____________________ Э.А Чернов ___________________Л.А. Панченко Владивосток 2022 2 Содержание Введение 3 1. Теоретическая часть 4 1.1 Расчёт и организация работ по техническому обслуживанию и монтажу элек- 4 трооборудования комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ 1.2 Расчёт. Назначение, принцип действия, элементы электрооборудования ком- 6 плектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ 2. Практическая часть 13 2.1 Организация работ, дефектов и предремонтные испытания электрооборудо- 13 вания комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ 2.2 Основные неисправности электрооборудования и их устранение электрообо- 17 рудования комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ (повреждения электрические и механические) 2.3 Технологические процессы при эксплуатации, ремонте и обслуживании элек- 17 трооборудования комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ 2.4 Организация рабочего места при эксплуатации, ремонте и обслуживании 20 электрооборудования комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ 2.5 Охрана труда и техника безопасности при эксплуатации, ремонте и обслужи- 24 вании электрооборудования комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ 3 Заключение 29 4 Список использованных источников 30 5 Приложение А 31 6 Приложение Б 34 7 Приложение В 36 8 Приложение Г 37 3 Введение В данной курсовой работе я разбираю расчёт и организация работ по техническому обслуживанию и монтажу электрооборудования комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ, использовал модель КТПН-Орб 07 мощностью до 630 кВА Трансформаторную подстанцию называют комплектной – КТП (КПП) – при поставке трансформаторов (преобразователей), щита низкого напряжения и других элементов в собранном виде или в виде, полностью подготовленном для сборки. Подстанции могут быть комплектными или сборными. Трансформаторная подстанция, предназначена для повышения или понижения напряжения в сети переменного тока и для распределения электроэнергии. Повышающие Т.П. (сооружаемые обычно при электростанциях) преобразуют напряжение, вырабатываемое генераторами, в более высокое напряжение (одного или нескольких значений), необходимое для передачи электроэнергии по линиям электропередачи (ЛЭП). Понижающие Т. П. преобразуют первичное напряжение электрической сети в более низкое вторичное. В зависимости от назначения и от величины первичного и вторичного напряжений понижающие Т. П. подразделяются на районные, главные понижающие и местные (цеховые). Районные Т. П. принимают электроэнергию непосредственно от высоковольтных ЛЭП и передают её на главные понижающие Т. П., а те (понизив напряжение до 6, 10) — на местные и цеховые подстанции, на которых осуществляется последняя ступень трансформации (с понижением напряжения до 690, 400 или 230 в) и распределение электроэнергии между потребителями. 4 1.1 1 Теоретическая часть Расчёт и организация работ по техническому обслуживанию и монтажу электрооборудования комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ Расчёт электрических нагрузок силовых электроприёмников выполняется по отдельным узлам цеховых сетей – распределительным пунктам (РП). Расчёт производится методом упорядоченных диаграмм. Все силовые электроприёмники (ЭП) каждого узла разбиваются на группы в соответствии с их режимом работы и коэффициентом использования: группа А – ЭП длительного режима работы с переменным графиком нагрузки (станки, прессы) и электроприёмники повторно-кратковременного режима работы (краны, тельферы); группа Б – ЭП длительного режима работы с постоянным графиком нагрузки (вентиляторы, компрессоры, крупные станки). Пример расчёта электрических нагрузок приводится для узла РП-1. Группа А: - фуговальный станок Рн=1кВт; Ки = 0,2; cоsφ = 0,55; - циркулярная пила количество n=2, Pн=0,7кВт; Ки = 0,3; cоsφ = 0,5; - сверлильный станок Рн=1кВт; Ки = 0,14; cоsφ = 0,7; - станок для сращивания Рн=2 кВт; Ки = 0,5; cоsφ = 0,8; Итого по группе А: PнΣ = 1+2∙0,7+1+2=5,4кВт. Группа Б: - циркулярная пила Pн=1,5кВт; Ки = 0,7; cоsφ = 0,5; - 4-сторонний строгальный станок Pн=37,6кВт; Ки = 0,8; cоsφ = 0,5; Итого по группе Б: PнΣ = 1,5+37,6=39,1 кВт. Итого по узлу: PнΣ = 5,4+39,1 = 44,5 кВт. Активная мощность за наиболее загруженную смену, кВт, Pсм Σ = Σ Kи · Pн, для группы А: Pсм Σ = 0,2∙1+0,3∙2∙0,7+0,14∙1+0,5∙2=1,76; для группы Б: Pсм Σ = 0,7∙1,5+0,8∙37,6=31,13. Реактивная мощность за наиболее загруженную смену, квар, QсмΣ = Σ Pсмi · tgφi, 5 где tgφi – коэффициент реактивной мощности, о.е., tgφi = tg(arccоsφi); для группы А: QсмΣ = 0,200·tg(arcоs 0,55) + 2∙0,210·tg(arcоs 0,5) + 0,140·tg(arcоs 0,7) + 1,0х хtg(arcоs 0,8) =1,924; для группы Б: QсмΣ = 1,050 · tg (arcоs 0,5) + 30,080 · tg (arcоs 0,5) =67,723. Средневзвешенный коэффициент использования, о.е., Р Kи св = Рсм𝛴 , н𝛴 для группы А: Kи св =1,760/5,400= 0,326. Эффективное число ЭП для группы А , Р2Н𝛴 𝑛э = 2 𝛴Рн𝛴 𝑛э = 5,42 = 4,1 (12 + 2 × 0,72 + 12 + 22 ) Принимается nэ=4. Коэффициент максимума по активной мощности при nэ = 4 и Kи = 0,326 по таблице или рисунку /2/, о.е., Kма = 2,2. Коэффициент максимума по реактивной мощности при nэ = 4, о.е., Kмр = 1,1. Коэффициент максимума по активной и реактивной мощности для группы Б, о.е., Kма = Kмр = 1. Расчётные активная и реактивная мощности, кВт, квар, Рр = Кма × Рсм 𝑄р = Кмр × 𝑄см • для группы А: Рр = 2,2 × 1,760 = 3,872 𝑄р = 1,1 × 1,924 = 2,116 • для группы Б: при количестве приемников в группе менее 3 Рр=∑Рн; Рр=1,5+37,6=39,1; 6 Qр=∑Рн∙tgφ; Qр=1,5∙tg(arccоs0,5)+37,6∙ tg(arccоs0,5)=67,723. Итого по узлу: Рр=3,872+39,100=42,972; Qр=2,116+67,723=69,840. Полная расчётная мощность узла, кВА, 𝑆𝑝 = √𝑃𝑝2 + 𝑄𝑝2, 𝑆𝑝 = √42,9722 + 69,8402 = 82,001. Расчётный ток узла, А, 𝐼𝑝 = 𝐼𝑝 = 𝑆𝑝 √3 + 𝑈н 82,001 √3 × 0,38 = 124,588 В моей курсовой работе я произвел расчет мощности КТПН-Орб 07 до 630 кВА 1.2 Назначение, принцип действия, элементы электрооборудования комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) Это готовые решения, которые поставляются заводами-изготовителями в собранном виде либо отдельными блоками для дальнейшей сборки на месте установки. В зависимости от мощности, КТП могут быть изготовлены в металлическом или в бетонном корпусе, либо в корпусе из сэндвич-панелей. В металлическом корпусе изготавливаются маломощные подстанции, такие КТП устанавливаются, как правило, в сельской местности. Также КТП данного типа могут применяться для питания потребителей на временных объектах (строительная площадка, пост охраны и др.). Рис. 1 Комплектная трансформаторная подстанция проходного типа КТПН-Орб 07 мощностью до 630 кВА 7 Конструктивно металлические КТП имеют то же оборудование, что и мачтовые (столбовые) подстанции, только все эти элементы монтированы внутри металлического корпуса КТП. Само КТП устанавливается на предварительно монтированный фундамент или опоры. Для удобства и безопасности при эксплуатации и обслуживании КТП, коммутационные и защитные аппараты разного напряжения монтируются в отдельных отсеках, имеющих запирающие устройства. В зависимости от конструкции КТП, силовой трансформатор может быть установлен в отдельном отсеке либо открытым способом – в этом случае над вводами трансформатора монтируется специальный металлический защитный кожух. Корпус и металлические части оборудования КТП подлежат заземлению. Заземление необходимо для обеспечения безопасности при обслуживании КТП, а также для обеспечения работы системы заземления электрической сети. Более мощные комплектные трансформаторные подстанции в бетонном корпусе или сэндвич-панелях устанавливают, как правило, в жилых кварталах для питания нескольких многоквартирных домов либо в зоне сосредоточения большой нагрузки. [1] Трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ в специальной постройке. Помимо КТП для питания многоквартирных домов и других групп потребителей часто применяются подстанции, расположенные в специальных постройках. Здание для подстанции 10/0,4 кВ строятся по однотипным проектам с учетом местных условий и величины нагрузки потребителей. В такой подстанции может быть установлен как один, так и несколько понижающих силовых трансформаторов мощностью, как правило, до 1000 кВт. Для безопасности и удобства обслуживания распределительные устройства высокого и низкого напряжения находятся в разных помещениях. Силовой трансформатор также устанавливается в отдельной камере. В распределительном устройстве 10 кВ устанавливаются высоковольтные выключатели или предохранители, а также разъединители либо выкатная тележка КРУ, которые обеспечивают видимый разрыв для безопасности обслуживания трансформатора и выключателя. По стороне низкого напряжения устанавливается вводной автоматический выключатель, а также автоматические выключатели отходящих линий потребителей. Для безопасности работ по обслуживанию линий 0,4 кВ также необходимо обеспечить видимый разрыв – для этого в цепи устанавливают рубильники. Для защиты электрической сети от перенапряжений по стороне ВН и НН устанавливаются разрядники или ОПН. 8 При необходимости контроля напряжения и нагрузки по стороне высокого напряжения устанавливаются трансформаторы тока и напряжения, а по стороне 0,4 кВ трансформаторы тока. Трансформаторные подстанции на предприятиях На промышленных предприятиях, где сосредоточено большое количество потребителей 0,4 кВ, для распределения электроэнергии монтируются распределительные устройства 0,4 кВ в отдельных зданиях или непосредственно в производственных помещениях. Распредустройство 0,4 кВ может быть выполнено на одном или нескольких щитах (панелях), которые получают питание от одного или двух трансформаторов 10/0,4 кВ. Два источника питания (трансформатора) устанавливаются в том случае, если требуется обеспечить надежное и бесперебойное электроснабжение потребителя. В данном случае распределительное устройство разделяется на две секции шин, каждая из которых питается от отдельного трансформатора. Между секциями устанавливается автоматический выключатель с моторным приводом или контактор, посредством включения которого осуществляется подача напряжения на одну из секций в случае обесточивания одного из трансформаторов. Рис.2 Схема электрическая КТПН В данном распределительном устройстве помимо автоматов могут устанавливаться групповые рубильники, предназначенные для удобства обслуживания отдельных участков распределительного устройства. Для контроля режима работы оборудования на щитах устанавливаются сигнальные лампы, вольтметры, амперметры, приборы учета и, при необходимости, измерительные трансформаторы тока. 9 Также в щитах 0,4 кВ могут дополнительно монтироваться различные системы защиты и автоматики, например, защита от замыкания на землю, автоматика включения аварийного освещения и др. КТП часто используют как источники питания в системах распределения электроэнергии (см. рисунок 6 ниже). На рисунке 6 показана система распределения энергии, соответствующая типу заземления системы TN-C-S. В качестве источника питания (ПС) используется трансформаторная подстанция. Устройство электрических аппаратов, входящих в состав КТП QS1 - высоковольтный выключатель нагрузки Коммутационные аппараты (выключатели) предназначены для осуществления оперативной и аварийной коммутации в энергосистемах, для выполнения операций включения и отключения отдельных цепей при ручном или автоматическом управлении. Во включенном состоянии выключатели должны беспрепятственно пропускать токи нагрузки. Характер режима работы этих аппаратов несколько необычен: нормальным для них считается как включенное состояние, когда они обтекаются током нагрузки, так и отключенное, при котором они обеспечивают необходимую электрическую изоляцию между разомкнутыми участками цепи. Коммутация цепи, осуществляемая при переключении выключателя из одного положения в другое, производится нерегулярно, время от времени, а выполнение им специфических требований по отключению возникающего в цепи короткого замыкания чрезвычайно редко. [2] Выключатели должны надежно выполнять свои функции в течение срока службы (25 лет), находясь в любом из указанных состояний, и одновременно быть всегда готовыми к мгновенному эффективному выполнению любых коммутационных операций, часто после длительного пребывания в неподвижном состоянии. Отсюда следует, что они должны иметь очень высокий коэффициент готовности: при малой продолжительности процессов коммутации (несколько минут в год) должна быть обеспечена постоянная готовность к осуществлению коммутаций. Среди основных параметров выключателей высокого напряжения следует выделить группу номинальных параметров, присущих всем типам выключателей и определяющих условия их работы. К основным номинальным параметрам выключателей в соответствии с рекомендациями Международной электротехнической комиссии (МЭК) относятся: - номинальное напряжение Uном; - наибольшее рабочее напряжение Uн.р; - номинальный уровень изоляции; 10 - номинальная частота fном; - номинальный ток Iном; - номинальный ток отключения Iо.ном; - номинальный ток включения Iв.ном; - номинальное переходное восстанавливающиеся напряжение (ПВН) при КЗ на выводах выключателя; - номинальные характеристики при не удалённых КЗ; номинальная длительность КЗ; - номинальная последовательность операций (номинальные циклы); - нормированные показатели надежности и др. К параметрам, характерным для воздушных выключателей, следует отнести номинальное давление и расход воздуха, необходимые для проведения операций включения и отключения, нижний предел давления для производства отдельных операций. FU1...FU3 - высоковольтные разрядники Основными элементами вентильных разрядников являются искровые промежутки, последовательно соединенные с резистором, имеющим нелинейную вольт-амперную характеристику (ВАХ). FU4...FU6 - предохранители Предохранители - это электрические аппараты, предназначенные для защиты электрических цепей от токов короткого замыкания и токов перегрузки. Преимущественно предохранители используются для защиты от токов короткого замыкания. Основной элемент предохранителя -- плавкая вставка постоянного или переменного сечения, которая при токах срабатывания сгорает (плавится с последующим возникновением и гашением электрической дуги), отключая электрическую цепь. По конструктивному исполнению предохранители условно можно разделить на открытые (вставка не защищена патроном или размещена в трубке, открытой с торцов), закрытые (вставка расположена в закрытом патроне) и засыпные (вставка находится в патроне, полностью заполненном мелкозернистым наполнителем, например, кварцевым песком). Наиболее распространенные материалы плавких вставок -- медь, цинк, алюминий, свинец и серебро. Медь подвержена сравнительно интенсивному окислению, что может привести к увеличению сопротивления медной вставки и, следовательно, к изменению защитной характеристики предохранителя. Поэтому медные вставки подвергаются лужению (покрываются слоем олова). В засыпных предохранителях наиболее распространенным наполнителем является кварцевый песок с содержанием оксида кремния SiО2 не менее 99%. Наилучшим наполнителем по своим дугогасящим свойствам является мел (СаСОз), который после перегорания 11 вставки в отличие от песка не образует остаточных токопроводящих путей и пригоден для многократного использования. Но мел значительно дороже песка и это ограничивает его широкое применение. Для лучшего использования наполнителя как теплоотводящей и дугогасящей среды в засыпном предохранителе обычно размещены несколько параллельно соединенных вставок, суммарное сечение которых эквивалентно сечению одной вставки предохранителя на тот же рабочий ток. TV1 - силовой трансформатор Силовые трансформаторы являются основным электрическим оборудованием электроэнергетических систем, обеспечивающим передачу и распределение электроэнергии на переменном трехфазном токе от электрических станций к потребителям. В справочных данных на трансформаторы приводятся: тип, номинальная мощность, номинальные напряжения обмоток, потери мощности холостого хода и короткого замыкания, напряжение короткого замыкания, ток холостого хода. На повысительных и понизительных подстанциях применяют трехфазные или группы однофазных трансформаторов с двумя или тремя раздельными обмотками. В зависимости от числа обмоток трансформаторы разделяются на двух обмоточные и трех обмоточные. Двух обмоточные трансформаторы номинальной мощностью больше 630 МВ-А выполняются с расщепленной обмоткой вторичного напряжения 6...10 кВ. Обмотки высшего, среднего и низшего напряжений принято сокращенно обозначать соответственно ВН, СН, НН. В настоящее время применяются трансформаторы следующих стандартных номинальных мощностей: 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500, 4000, 6300, 10 000, 16000, 25000, 32000, 40000, 63000 ,80000, 160000 кВ-А. Условные обозначения типов трансформаторов состоят из букв, которые обозначают: первые буквы: О - однофазный; Т - трехфазный. последняя буква: Н - выполнение одной обмотки с устройством; регулирования напряжения под нагрузкой (РПН); Р - трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения; Т - трех обмоточный трансформатор; М, Д, ДЦ, С, 3 -система охлаждения трансформаторов. 12 В настоящее время трансформаторы выполняются с переключением ответвлений обмотки без возбуждения (ПБВ) и с переключением ответвлений обмотки под нагрузкой РПН. QF1, QF2, QF3 - автоматические выключатели Автоматические выключатели (автоматы) низкого напряжения (до 1000 В) предназначены для автоматической защиты электрических сетей и оборудования от аварийных режимов (коротких замыканий, перегрузок, снижения и исчезновения напряжения, изменения направления тока, гашения магнитного поля мощных генераторов в аварийных условиях и др.), а также для оперативной коммутации номинальных токов. Для обеспечения селективной (избирательной) защиты в автоматах предусматривается возможность регулирования уставок по току и по времени. Быстродействующие автоматы снижают время срабатывания и ограничивают отключаемый ток сопротивлением возникающей электрической дуги в автомате. Нередко эти факторы определяют принцип устройства и особенности конструкции автоматов. Автоматические выключатели подразделяются на: установочные и универсальные. Установочные автоматические выключатели имеют защитный изоляционный (пластмассовый) корпус и могут устанавливаться в общедоступных местах, универсальные -- не имеют такого корпуса и предназначены для установки в распределительных устройствах; быстродействующие и небыстродействующие. Быстродействие обеспечивается самим принципом действия (поляризованный электромагнитный или индукционно-динамический принцип и др.), а также условиями для быстрого гашения электрической дуги, подобно процессам в токоограничивающих автоматах; автоматы обратного тока, срабатывающие только при изменении направления тока в защищаемой цепи (поляризованные автоматы отключают цепь только при нарастании тока в прямом направлении, неполяризованные - при любом направлении тока). ТА1, ТА2, ТАЗ - измерительные трансформаторы тока Трансформатор тока (ТА) служит для измерения, преобразования и передачи информации о режиме работы сильноточной цепи высокого напряжения в цепь низкого напряжения с целью ее последующей обработки. При этом одновременно ТА служит для изоляции первичной цепи высокого напряжения от вторичной цепи низкого напряжения, имеющей потенциал земли. Информация на вторичной стороне используется как для целей измерения мощности при помощи амперметра, ваттметра, качества энергии, так и для системы релейной защиты. Поэтому ТА, как правило, имеют две вторичные обмотки: одну для измерения, другую для защиты. Вторичный ток ТА имеет нормированные значения: 5 или 1 А. Первичная цепь трансформатора тока постоянно включена в цепь высокого напряжения и является 13 первым элементом (датчиком контроля тока) системы релейной защиты. От точности передачи информации зависит четкость и быстрота ликвидации аварии. Одной из важнейших характеристик ТА является его точность, определяемая погрешностями измерения вторичного тока, соответствующая информации о первичном токе. Класс точности определяется по наибольшей допустимой погрешности ТА при номинальном первичном токе, выраженном в процентах. Установлено 6 классов точности: 0,2; 0,5; 1; 3; 10% соответствующих 100--120% номинального тока и в режиме КЗ. Трансформаторы тока отличаются от силовых трансформаторов следующими особенностями: работают в условиях близких к короткому замыканию (амперметр является нагрузкой измерительной обмотки ТА); ток во вторичной цепи не зависит от значения и характера нагрузки (источник тока), а определяется значением и характером изменения первичного тока. В противоположность этому в силовых трансформаторах первичный ток определяется мощностью, потребляемой во вторичной цепи. А1...АЗ амперметры Амперметры для измерения электрического тока устанавливают на всех трансформаторах и линиях, питающих приемники электроэнергии или их группы. Амперметры устанавливают в одной фазе. Три амперметра предусматривают только в тех цепях, где возможна несимметрия нагрузки фаз приемников (освещение, сварочные посты, конденсаторные батареи). Амперметры включают непосредственно в сеть или через трансформаторы тока. электрооборудование КТП техника безопасности SA1 переключатель (рубильник) Переключатель (рубильник) - предназначен для ручного включения и отключения цепей с постоянным или переменным напряжением. В данном случае применяется трехполюсный переключатель с центральным рычажным приводом и дугогасительной камерой. Включение и отключение линии уличного освещения осуществляется вручную выключателем SA1. 2. Практическая часть 2.1 Организация работ, дефектовка и предремонтные испытания электрооборудования комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ Организация работ Для просмотра таблицы периодичности осмотров и технического обслуживания трансформаторных подстанций необходимо обратиться к приложению А. Авария или инцидент 14 КТП представляет собой комплекс электротехнического оборудования. Неисправности и нарушения возможны в любом узле. В большинстве случаев поломки связаны с силовым трансформатором, так как он является самой важной частью. Релейная защита и изоляция также могут стать причиной аварии. В документации поломка или сбой в КТП именуют технологическим нарушением. Их делят на 2 типа: аварии и инциденты. Если используется термин «инцидент», значит на опасном производстве сломалось какое-то оборудование, поэтому работа ведётся с отклонениями. Понятие «авария» подразумевает под собой повреждение здания, неисправность оборудования, взрыв, а также чью-то смерть и приостановление рабочего процесса предприятия больше чем на сутки. Причины аварий Ошибки в контроле работы подстанции Трансформаторная подстанция абсолютно автономна, однако любой технике нужен контроль со стороны человека. Это касается мониторинга датчиков напряжения, температуры и давления специально обученной командой специалистов. Если они совершили ошибку — не отключили питание, дали напряжение на неисправное оборудование, это может повлечь за собой серьёзные нарушения в работе подстанции. Ремонт и монтаж низкого качества Этот пункт тоже можно отнести к ряду человеческих факторов. Отрегулировать приводы коммутаторов, подтянуть контакты — это работа монтажников, от качества которой зависит безопасность производства. Также причиной аварии может стать заводской брак оборудования, за что ответственность полностью ложится на плечи производителя. Неисправность в системе защиты К таким неполадкам можно отнести неверно настроенную сетевую отсечку, из-за чего во время коротких замыканий система защиты может не сработать. Неправильное заземление Опасность аварии может возникнуть при однофазном замыкании на землю в сетях 635 кВ. Снижение напряжения в одной фазе увеличивает напряжение между неповреждёнными. Как следствие, возникает электрическая дуга, горение которой влечёт за собой большое количество энергии и экстремальное повышение температуры, опасное для электрооборудования. В дальнейшем это может привести к короткому замыканию, что требует отключения повреждённого участка от электросети. Перепады напряжения 15 Из-за отсутствия постоянного уровня питающего напряжения нарушается изоляция, что может привести к пожару или взрыву. Расследование инцидентов и аварий Расследование ведёт специальная комиссия, в которой состоят члены региональных представительств РАО «ЕЭС России» и собственника энергообъекта. В разбирательстве более серьёзных аварий принимает участие Ростехнадзор. [3] Последствия аварий Избежать последствий при аварии или инциденте на КТП не получится. Во-первых, это всегда влечёт за собой большие финансовые затраты. Даже если пробило одну из фаз, выгорает целая секция. Цена такой ошибки стоит около полумиллиона рублей. Если авария масштабнее — суммы могут быть ещё безграничными. Также может произойти разрушение здания, которое придётся восстанавливать. При более серьёзных последствиях — оборудование может перестать функционировать вообще. Если потребителем является крупное промышленное предприятие, то даже час простоя — это большие убытки для компании. Авария на КТП может стать причиной отключения света в целых микрорайонах — это опять убытки и недовольство огромного количества людей. Самое страшное, что может произойти — смерть людей, которые находились в аварийно опасной зоне. Объем высоковольтных испытаний и проверок КТП Испытания КТП включают обязательную проверку следующих элементов этих электроустановок: Обязательно испытываются распределительные устройства высокого и низкого напряжения (ВН и НН), а также питающие кабельные линии. Высоковольтным испытаниям подвергаются распределительные устройства 6 или 10 кВ и РУ 0,4 кВ, к этим элементам относятся: опорные и проходные изоляторы, измерительные трансформаторы тока и напряжения, вакуумные и масляные выключатели, все разъединительные устройства. Испытания производят в соответствии с нормами ГОСТ и по правилам ТБ и ПУЭ. В составе электроустановки испытываются кабельные линии, распределяющие электроэнергию. К числу обязательных мероприятий при проведении общих испытаний включены проверка и контроль вторичных цепей для управления, защиты и сигнализации. В состав испытаний входят замер сопротивления изоляции с помощью мегомметра. 16 Измерение переходного сопротивления всех контактных соединений распредустройства, включая контактные соединения разъединителей, отделителей, всех типов высоковольтных выключателей. По требованию заказчика сотрудники электролаборатории выполняют прогрузку автоматических выключателей 0,4 кВ, проверяют срабатывание теплового и электромагнитного расцепителя. Это является гарантией безотказной работы подключенного оборудования. И способность автомата защитить электроустановку и подключенное оборудование от перегруза, температурного нагрева и короткого замыкания. Таблица 2 — Испытания Наименование работ Измерение Периодичность проведения Примечание сопротивления В сроки проведения ремонта изоляции РУ 6-20 кВ и 0,4 ТП, но не реже 1 раза в 6 лет кВ Измерение сопротивления Тоже Тоже вентильных разрядников Измерение тока проводимо- Тоже Тоже сти вентильных разрядников Измерение сопротивления В сроки проведения ремонта Заполняется журнал испы- заземления или напряжения ТП, один раз в 6лет таний оборудования ТП прикосновения к оболочкам и заземленным элементам Измерение сопротивления 1 раз в 3 года Тоже изоляции обмоток силовых трансформаторов Испытание оборудования и 1 раз в 6 лет 1 раз в 6 лет Тоже изоляции 6-10кВ повышенным напряжением промышленной частоты 50 гЦ Испытание трансформатор- Тоже ного масла силовых трансформаторов мощностью более 630 кВа Проверка релейной защиты 1 раз в 3 года Тоже 17 2.2 Основные неисправности электрооборудования и их устранение электрооборудования комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ (повреждения электрические и механические) Для того чтобы просмотреть таблицу неисправностей трансформатора необходимо обратиться к приложению Б. 2.3 Технологические процессы при эксплуатации, ремонте и обслуживании электрооборудования комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ Условия эксплуатации комплектных трансформаторных подстанций: 1) Высота установки трансформатора над уровнем моря не более 1000 м. 2) Температура окружающего воздуха от -40 до +40 гр С. 3) Отсутствие тряски, вибрации, ударов. 4) Окружающая среда – невзрывоопасная, химически неактивная. 5) Гарантийный срок – три года со дня ввода КТП в эксплуатацию. Защита комплектных трансформаторных подстанций от коротких замыканий Защита КТП от многофазных коротких замыканий отходящих линий осуществляется выключателями со встроенными электромагнитными и тепловыми расцепителями. Подключение комплектной трансформаторной подстанции при радиальной схеме питания При радиальном питании КТП кабельными линиями от распределительного пункта 6 – 10 кВ по схеме блок – линия – трансформатор допускается глухое присоединение к трансформатору. Подключение комплектной трансформаторной подстанции при магистральной схеме питания Установка шкафа УВН с отключающей и заземляющей аппаратурой перед трансформатором КТП при магистральной схеме питания обязательна. При мощности трансформаторов 1000 – 1600 кВА к одной магистрали следует присоединять две-три КТП, при меньшей мощностях – три-четыре. Подключение комплектных трансформаторных подстанций мощностью 2500 кВА КТП с трансформаторами мощностью 2500 кВА необходимо питать по радиальной схеме так как при магистральной схеме с двумя трансформаторами трудно выполнить селективную защиту на питающей линии. Размещение внутрицеховых КТП 18 Внутрицеховые комплектные трансформаторные подстанции, как правило, размещают на первом этаже в основных и вспомогательных помещениях производств. Техническое обслуживание комплектных трансформаторных подстанций При техническом обслуживании комплектных трансформаторных подстанций (КТП) основным оборудованием, за которым нужно вести регулярное наблюдение и уход, являются силовые трансформаторы и коммутационная аппаратура распределительных щитов. Завод изготовитель несет ответственность за работу КТП в течении 12 месяцев со дня ввода их в эксплуатацию, но не более 24 месяцев со дня отгрузки при условии соблюдения правил хранения, транспортировки и обслуживания. Токи нагрузок при нормальной эксплуатации не должны превышать значений, указанных в заводских инструкциях. В подстанциях с двумя резервирующих друг друга трансформаторами, эксплуатационная нагрузка не должна превышать 80% номинальной. При аварийном режиме допускается перегрузка линий, отходящих от распределительных щитов, КТП, при защите их автоматами с комбинированными расцепителями. Кроме показаний приборов, о нагрузке герметизированных трансформаторов типов ТНЗ и ТМЗ судят по давлению внутри бака, которое при нормальной нагрузке не должно превышать 50 кПа по показанию мановакумметра. При давлении 60 кПа срабатывает реле давления, выдавливая стеклянную диафрагму, давление при этом понижается до нуля. Резкое снижение внутреннего давления происходит и при потере герметичности трансформатора. Если давление упало до нуля, проверяют целостность диафрагмы. Если она разбита, трансформатор отключают, и выясняют причину, приведшую к срабатыванию реле давления, и при отсутствии повреждения (т.е. реле сработало от перегрузки) устанавливают новую диафрагму и включают трансформатор под пониженную нагрузку. На герметизированных трансформаторах для контроля температуры в верхних слоях масла установлены термометрические сигнализаторы с действием на световой или звуковой сигнал при перегреве. 19 Рис. 3 Принципиальная схема комплектной трансформаторной подстанции (КТП) FV1 – FV6 разрядники, Т1 – силовой трансформатор, SА – рубильник, FU1 – FU3 предохранители, ТА1 – ТА3 – трансформаторы тока, QF1 – QF3 – автоматические выключатели. У трансформаторов, снабженных термосифонными фильтрами, во время эксплуатации контролируют нормальную циркуляцию масла через фильтр по нагреву верхней части кожуха. Если в пробе масла обнаруживают загрязненность, фильтр перезаряжают. Для этого фильтр разбирают, очищают внутреннюю поверхность от грязи, шлама и промывают чистым сухим маслом. При необходимости заменяют сорбент. Сорбент, полученный в герметической таре, можно применять без сушки. Контроль за осушителем сводится к наблюдению за цветом индикаторного силикагеля. Если большая часть его окрашивается в розовый цвет, весь силикагель осушителя заменяют или восстанавливают нагревом его при 450 – 500 гр С в течение 2 ч, а индикаторный силикагель – нагревом при 120 гр С до тех пор, пока вся масса не окрасится в голубой цвет (приблизительно через 15 ч). [4] Удаление шлама и оксидной пленки с контактной системы переключателя ступеней, рекомендуется производить не реже 1 раза в год прокручиванием переключателя до 15 – 20 раз по часовой и против часовой стрелки. 20 Периодичность осмотров КТП устанавливается службой главного энергетика. Осмотр КТП производится при полном снятии напряжении на вводе и отходящих линиях. 2.4 Организация рабочего места при эксплуатации, ремонте и обслуживании электрооборудования комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ Обслуживание КТПН должно вестись в соответствии с "Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей" и "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей", а также руководством по эксплуатации. Таблица 4 — Перечень основных проверок технического состояния и ремонтов КТПН с их краткой характеристикой 1 Периодические осмотры Оборудование из работы не выводится. 2 Внеочередные осмотры Оборудование из работы не выводится. Осматриваются отсеки, через которые прошёл ток короткого замыкания. 3 Текущие ремонты для Оборудование, подлежащее ремонту, выво- устранения дефектов выявленных при рабо- дится из работы. Объём ремонта обусловлите устройства или при его осмотрах вается причинами его проведения, но не должен включать трудоёмкие работы с разборкой оборудования. 4 Очередные капитальные Проводятся в соответствии с действующими ремонты инструкциями и приведёнными ниже указаниями. Кроме перечисленных, возможно проведение послеаварийных восстановительных ремонтов, содержание и объёмы которых определяются повреждениями, полученными оборудованием. Внеочередные технические осмотры КТПН и установленного в неё оборудования производить: 1)после отключения предохранителями КТПН УВН токов короткого замыкания; 2)после каждых двух отключений короткого замыкания автоматическими выключателями. При температуре окружающей среды ниже 0°С необходимо включать обогрев счётчика при его наличии в КТПН и цифрового прибора измерения. 21 Проведение всех ремонтов и осмотров оформляется записями в эксплуатационной документации и актами, где должны быть приведены перечни выявленных и устранённых дефектов и отражены результаты испытаний. Устройство и работа Подстанция комплектная трансформаторная типа КТПН относится к электроустановкам свыше 1000 В. КТПН выполнены в виде разборной конструкции, составные части которой соединены болтовыми соединениями и состоят из корпуса, кожуха и устройства для подключения к линии 10(6) кВ. Присоединение КТПН к ВЛ10(6) осуществляется через разъединитель наружной установки с полимерными изоляторами, установленный на опоре, и приёмный кронштейн, на который крепятся штыревые изоляторы 10(6) кВ. Подключения к ВЛ10(6) кВ выполняется силами заказчика на месте монтажа подстанции. Высоковольтный ввод выполнен в виде шинопровода, в котором крепятся на проходных и опорных полимерных изоляторах шины. На крыше ввода крепится кронштейн с ограничителями перенапряжения ОПН 10(6) кВ, штыревыми изоляторами 10(6) кВ. На время транспортировки и хранения они демонтируются и закрепляются в КТП. Кожух укладывается на крыше КТПН, раскрепляется транспортными уголками. Появившиеся проёмы закрываются транспортными заглушками. Блок для КТП-СЭЩ-Н – это смонтированный на жёсткой раме металлический корпус из продольно-поперечных связей, служащий защитной оболочкой установленных внутри элементов КТП-СЭЩ-Н. Оболочка КТП-СЭЩ-Н выполнена элементами из оцинкованного стального листа с дополнительным лакокрасочным покрытием. Крепление элементов выполнено таким образом, что полностью исключается возможность демонтажа элементов оболочки снаружи. Корпус состоит из крыши, обшивки, основания и разделён на отсеки устройства высшего напряжения (УВН) и распределительного устройства со стороны низшего напряжения (РУНН). Крыша представляет собой цельносварной каркас, покрытый листами, которые присоединяются к нему через прижимы и уголки болтовыми соединениями. На крыше имеются 4 рыма для подъёма КТПН и маркировка места строповки. Основание КТПН представляет собой цельносварную конструкцию. Основание рассчитано на установку силовых трансформаторов, имеет 16 отверстий для ввода кабелей низкого напряжения 0,4 кВ, закрытых листовой резиной. В основании с двух противоположных 22 сторон предусмотрено болтовое соединение для присоединения заземляющих проводников к внешнему контуру заземления. Отсек ВН в КТПН имеет двухстворчатые двери. Стальные двери закреплены на шарнирах и открывается на угол не менее 95°, в открытом положении дверь фиксируется автоматически. Для закрытия необходимо фиксатор, расположенный внизу двери оттянуть вверх и придержать. Дверь может запираться на висячий замок. Уплотнение двери осуществляется уплотнением капотным ОСТ 3805 170-78. Для доступа в отсек УВН КТПН необходимо отключить разъединитель 6(10) кВ, включить ножи заземления разъединителя, разблокировать блок-замки, расположенные на дверях отсека ВН. Отсек РУНН КТПН отделён от отсека ВН стальными листами и задней стенкой шкафа РУНН. Отсек РУНН закрывается одностворчатой дверью. С левой стороны двери расположена кабельная розетка, которая имеет блокировку, не позволяющую подключить кабельную вилку без отключения напряжения (нагрузки). Изнутри она закрывается защитной крышкой. Крышка крепится болтами. В отсеке РУНН предусмотрено освещение. В отсеке РУНН расположены низковольтные коммутационные аппараты вспомогательных цепей, аппаратура защиты, управления, автоматики и учёта, сборные шины. Ошиновка выполнена шинами прямоугольного сечения из алюминиевого или медного сплава. Шины промаркированы в отличительные цвета. Фаза А- жёлтый, Фаза В – зелёный, фаза С – красный, N – голубой, РЕ – жёлтый-зелёный. Контактные поверхности шин имеют защитное покрытие: - олово-свинцовое для алюминиевых шин, - олово-цинковое для медных шин. Сборные шины закреплены на каркасе посредством изоляторов. В КТП-СЭЩ-Н (КВ) при требовании вывода отходящих линий 0,4 кВ проводом СИП входит портал. Портал представляет собой короб: - с внешней стороны предусмотрены элементы (рым болт М12) для крепления анкерных зажимов провода СИП. - внутри предусмотрены элементы для крепления провода. - съёмная крышка предназначена для доступа и удобства монтажа провода СИП. - кабельные ввода (уплотнители) СИП с условным диаметром 20 мм – 4 отв., 38 мм – 10 отв. В КТПН предусмотрены следующие виды защит: 23 – от атмосферных и коммутационных перенапряжений; – от межфазных коротких замыканий; – от перегрузок и междуфазных коротких замыканий на отходящих линиях напряжением 0,4 кВ; – от коротких замыканий линии внутреннего освещения; – защита от неполнофазных режимов работы со стороны ВН. Защита силового трансформатора от междуфазных коротких замыканий обеспечивается предохранителями. Защита внутреннего освещения выполнена автоматическим выключателем. Учёт расхода электроэнергии на вводе 0,4 кВ КТПН может осуществляться счётчиком. Для обеспечения работы счётчика и цифрового прибора измерения при температуре ниже 0°С предусмотрен обогрев, который включается переключателем вручную. В КТП-СЭЩ-Н выполнены следующие блокировки: 1. Блокировка между автоматическим выключателем ввода 0,4 кВ РУНН и главными ножами разъединителя РЛНД-СЭЩ (РЛК-СЭЩ) 6(10) кВ, не допускающая: - включение главных ножей разъединителя 6(10) кВ при включенном автоматическом выключателе 0,4 кВ; - включение автоматического выключателя 0,4 кВ при отключенных главных ножах разъединителя 6(10) кВ. Блокировка состоит из двух одноключевых блок-замков секрета А1, установленных на приводе главных ножей разъединителя 6(10) кВ и на приводе автоматического выключателя 0,4 кВ. 2. Блокировка между дверями УВН (отсек предохранителей и силового трансформатора 6(10) кВ), и заземляющими ножами разъединителя 6(10) кВ, не допускающая доступ в отсек УВН при отключенных заземляющих ножах разъединителя 6(10) кВ и предотвращающая их выключение при открытых дверях отсека. Блокировка состоит из механического двухключевого блок-замка секрета А2-А3, установленного на приводе заземляющих ножей разъединителя 6(10) кВ и из двух механических одноключевых блок-замков секрета А2 и А3, установленных на дверях отсека УВН. 3. Блокировка между главными и заземляющими ножами разъединителя 6(10) кВ, не допускающая включение главных ножей при включенных заземляющих ножах и включение заземляющих ножей при включенных главных ножах. Блокировка выполнена на приводе разъединителя 6(10) кВ и состоит из двух дисков, конструкция которых не допускает одновременное манипулирование (вращение) валами привода. 24 4. Электрическая блокировка в РУНН обеспечивает отключение вводного автоматического выключателя 0,4кВ при открывании защитной двери шкафа РУНН. Электрическая блокировка РУНН выполнена на основе воздействия двери на конечный выключатель, и выключатель ввода в РУНН отключается. В комплект поставки входит: трёхполюсный разъединитель с одним заземляющим ножом со стороны трансформатора и привода, с элементами крепления. На время транспортирования и хранения разъединитель и привод укладываются и закрепляются в КТП. При работе подстанции от внешней сети 6(10) кВ, при воздушном вводе, напряжение подаётся через разъединитель наружной установки 6(10) кВ и предохранители в отсеке УВН на выводы силового трансформатора. Преобразованное силовым трансформатором до 0,4 кВ напряжение через автоматический выключатель подаётся через сборные шины к коммутационным аппаратам отходящих линий. Конструкция КТПН предусматривает замену силового трансформатора через дверные проёмы. Для кабельного ввода в основании УВН предусмотрено отверстие, имеющее кабельное уплотнение. 2.5 Охрана труда и техника безопасности при эксплуатации, ремонте и обслуживании электрооборудования комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ Все работы на трансформаторных подстанциях 6-10/0,4кВ, (6-10)кВ должны выполняться по наряду или по распоряжению Во время эксплуатации и измерений трансформаторов их баки должны быть заземлены. Запрещается приближаться к трансформатору под напряжением с явными признаками повреждения: посторонние шумы, разряды на изоляторах, сильная течь масла и т.д. При производстве осмотров силовых трансформаторов на ТП нельзя приближаться к токоведущим частям 6-10кВ на расстояние ближе 0,6м. Если указанное расстояние до токоведущих частей по производственной необходимости невозможно обеспечить, то производство осмотров оборудования силовых трансформаторов необходимо выполнить со снятием напряжения согласно требованиям технических мероприятий. Сварочные работы на отключенном трансформаторе, при необходимости , необходимо выполнять только после заливания его маслом до уровня 200-250 мм выше места сварки, чтобы предотвратить возгорание паров масла. Категорически запрещается: 25 - производить работы и переключения на трансформаторе, включённом в сеть хотя бы с одной стороны; - оставлять переключатель регулирования напряжения в промежуточном положении без фиксации; Все работы на трансформаторных подстанциях 6-10/0,4кВ, (6-10)кВ должны выполняться по наряду или по распоряжению. Во время эксплуатации и измерений трансформаторов их баки должны быть заземлены. Запрещается приближаться к трансформатору под напряжением с явными признаками повреждения: посторонние шумы, разряды на изоляторах, сильная течь масла и т.д. При производстве осмотров силовых трансформаторов на ТП нельзя приближаться к токоведущим частям 6-10кВ на расстояние ближе 0,6м. Если указанное расстояние до токоведущих частей по производственной необходимости невозможно обеспечить, то производство осмотров оборудования силовых трансформаторов необходимо выполнить со снятием напряжения согласно требованиям технических мероприятий. Сварочные работы на отключенном трансформаторе, при необходимости , необходимо выполнять только после заливания его маслом до уровня 200-250 мм выше места сварки, чтобы предотвратить возгорание паров масла. Категорически запрещается: - производить работы и переключения на трансформаторе, включённом в сеть хотя бы с одной стороны; - оставлять переключатель регулирования напряжения в промежуточном положении без фиксации; [5] 1 Общие требования охраны труда. 1.1. К самостоятельной работе на КТП допускаются рабочие не моложе 18 – летнего возраста, прошедшие медицинское освидетельствование на предмет пригодности для работы, имеющие специальную подготовку. До назначения на самостоятельную работу обязан пройти: вводный инструктаж; первичный инструктаж на рабочем месте; производственное (теоретическое, практическое) обучение безопасным методам и приемам труда в объеме не менее 20 часов (в том числе приемам освобождения пострадавшего от действия электрического тока); стажировку в объеме 2- 14 рабочих смен; первичную проверку - допуск к самостоятельной работе; проверку знаний норм и правил работы в электроустановках и иметь соответствующую группу по электробезопасности. 1.2. Наиболее распространенными опасными и вредными производственными факторами при работах на КТП являются: 26 - воздействие электрического тока на организм человека; - работы на высоте; - недостаточная освещенность рабочего места; - неблагоприятные метеорологические условия: температура, влажность воздуха, скорость движения воздуха, высокое тепловое излучение; - загазованность рабочей зоны; - травмировании о выступающие элементы конструкций КТП. 1.3. В соответствии с «Нормами бесплатной выдачи сертифицированных специальной одеждой обуви и других средств индивидуальной зашиты работников филиалов, структурных подразделений, дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром» и согласно приложения к постановлению Министерства труда и социального развития РФ от 7.04.04г. №43. п.т. №197 электромонтеры обеспечиваются средствами индивидуальной защиты и зависимости от конкретных условий работ: а) каски (ГОСТ 12.4087-84) для защиты головы от травм, вызванных падающими предметами или ударами о предметы и конструкции; в) очки защитными, щитками, защитными экранами для защиты глаз от пыли, летящих частиц, искр и т.п. 1.4. Работник обязан: - соблюдать правила внутреннего трудового распорядка, установленные на предприятии (режимы труда и отдыха: -установлена 40-часовая рабочая неделя с двумя выходными днями; рабочий день с 8-00 час. до 17-00 час.; перерыв на обед с 12-00 час. до 13-00 час.; два перерыва продолжительностью 15 мин. на отдых и личные надобности до и после обеденного перерыва); - соблюдать требования настоящей инструкции, инструкции о мерах пожарной безопасности, инструкции по электробезопасности; - соблюдать требования к эксплуатации оборудования; - использовать по назначению и бережно относиться к выданным средствам индивидуальной защиты, использовать безопасные приёмы и методы труда, соблюдать при этом все требования охраны труда. 1.5. Работник должен: - уметь оказывать первую (доврачебную) помощь пострадавшему при несчастном случае; - знать местоположение средств оказания доврачебной помощи, первичных средств пожаротушения, главных и запасных выходов, путей эвакуации в случае аварии или пожара; 27 - выполнять только порученную работу и не передавать ее другим без разрешения своего непосредственного руководителя; - во время работы быть внимательным, не отвлекаться и не отвлекать других, не допускать на рабочее место лиц, не имеющих отношения к работе; - содержать рабочее место в чистоте и порядке. - обращать внимание на поведение других работников, выполнение ими личных мер безопасности, напоминать им о необходимости использования безопасных приёмов труда, выполнение требований техники безопасности 1.6. Работник должен знать и соблюдать правила личной гигиены. Принимать пищу, курить, отдыхать только в специально отведенных для этого помещениях и местах. Пить воду только из специально предназначенных для этого установок. 1.7. Работнику разрешается выполнять только работы, предусмотренные его трудовыми обязанностями или по поручению непосредственных руководителей, а также осуществлять иные правомерные действия, обусловленные трудовыми отношениями с работодателем либо в его интересах. 1.8. При обнаружении неисправностей оборудования, приспособлений, инструмен- тов и других недостатках или опасностях на рабочем месте немедленно сообщить своему непосредственному руководителю, приступить к работе можно только с его разрешения после устранения всех недостатков. 1.9. При обнаружении загорания или в случае пожара: отключить оборудование; сообщить в пожарную охрану и своему непосредственному или вышестоящему руководителю; приступить к тушению пожара имеющимися первичными средствами пожаротушения в соответствии с инструкцией по пожарной безопасности. При угрозе жизни - покинуть помещение. 1.10. При несчастном случае оказать пострадавшему первую (доврачебную) помощь, немедленно сообщить о случившемся своему непосредственному или вышестоящему руководителю, принять меры к сохранению обстановки происшествия (состояние оборудования), если это не создает опасности для окружающих. 1.11. За невыполнение требований безопасности, изложенных в настоящей инструкции, работник несет ответственность согласно действующему законодательству. Перед допуском к работе рабочим должна быть вручена настоящая инструкция под роспись. 2 Требования охраны труда в аварийных ситуациях. 28 2.1. При возникновении возгорания или опасности поражения окружающих электрическим током в результате обрыва кабеля (провода) или замыкания необходимо обесточить установку. 2.2. При возникновении пожара, оповестить окружающих любыми доступными средствами, принять меры по вызову пожарного подразделения по телефону и приступить к ликвидации очага возгорания подручными средствами пожаротушения. Пламя следует тушить углекислотными огнетушителями, асбестовыми покрывалами или песком. Сообщить о случившемся руководителю службы и диспетчеру. 2.3. При несчастном случае с работником, работающие рядом работники обязаны освободить пострадавшего от травмирующих факторов, оказать ему первую помощь в соответствии с "Инструкцией по оказанию первой доврачебной помощи при несчастных случаях", принять меры к вызову скорой медицинской помощи и сообщить о случившимся руководителю службы и диспетчеру по тел. вызвать медицинского работника ЛПУМГ До при- бытия медицинского работника пострадавшего без присмотра не оставлять. 2.4. При освобождении пострадавшего от действия электрического тока следите за тем, чтобы самому не оказаться в контакте с токоведущей частью или под напряжением шага. [6] 29 3. Заключение Из курсовой работы я усвоил полный материал по теме «Расчёт и организация работ по техническому обслуживанию и монтажу электрооборудования комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4кВ.». Так же получил знание, что комплектная трансформаторная подстанция наружной установки (КТПН) - предназначена для приема, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц. Подстанции этого типа удобны в эксплуатации, не требуют постоянного ухода, имеют небольшой размер и являются оптимальным решением для размещения на улице. Для пополнения знаний и написания курсовой, мне помогли базовые знания, полученные в учебном заведении. Все поставленные задачи выполнены в полном объёме. 30 4. Список использованных источников 1. Сибикин Ю.Д. Технология электромонтажных работ: учеб. Пособие/ Ю.Д. Сибикин, М.Ю. Сибикин – 4-е., испр. и доп. – М. : ФОРУМ : ИНФРА-М, 2020. – 352 с. 2. Сибикин Ю.Д. Электроснаьжение промышленных предприятий и установок : учебное пособие / Ю.Д. Сибикин, М.Ю. Сибикин, В.А. Яшков. – 3-е изд., перераб. и доп. – Москва: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2020. – 367 с. 3. Полищук, В.И. Эксплуатация, диагностика и ремонт электрооборудования: учебное пособие / В.И. Полищук. – Москва: ИНФРА-М, 2021. – 203 с. 4. Электробезопасность работников электрических сетей: Учебное пособие / Привалов Е.Е., Ефанов А.В., Ястребов С.С. – Ставрополь: СтГаУ – «Параграф». 2018 – 296 с. 5. Беляков Г.И Электробезопасность: учебное пособие для среднего профессионального образования / Г.И. Беляков. – М.: Юрайт, 2019. – 125 с. 6. Сибикин, Ю.Д. Справочник электромонтажика: учебное пособие / Ю.Д. Сибикин. – 6-е изд., перераб. и доп. – Москва: ИНФРА-М, 2020. – 412 с. 31 Приложение А Таблица 1 — Периодичность осмотров и технического обслуживания трансформаторных подстанций 1 Наименование работ Очередные осмотры 2 3 Периодичность проведения Осмотр трансформаторных подстанций электромон- 1 раз в 6 месяцев терами 4 Осмотр инженерно-техническим персоналом выбо- 1 раз в 6 месяцев рочного числа ТП 5 Осмотр ТП, включенных в годовой план-график ре- В течение года, предшествуюмонтов, инженерно-техническим персоналом щего году проведения ремонта 6 Внеочередные осмотры 7 Осмотр после стихийных явлений (осматриваются По окончании внеочередного все трансформаторные подстанции, находящиеся в ремонта или на следующий 8 зоне стихийных явлений день Осмотр ТП после каждого случая: При устранении причины и по- - срабатывания выключателей ТП на отключение КЗ следствия или на следующий (включение на КЗ) день - перегорания предохранителей При замене патрона с плавкой вставкой 9 Осмотр жизненно важных объектов (ЖВО) Перед началом отопительного сезона Проверки 10 11 Проверка строительной части трансформаторных В процессе осмотра (п.3) подстанций 12 Проверка целостности заземления трансформатор- В процессе осмотра (п.3) ных подстанций 13 Измерения 14 Измерения токовой нагрузки на вводах 0,4 кВ сило- 2 раза в год (в периоды минивого трансформатора и отходящих линий мальных нагрузок) и максимальных 32 Продолжение приложения А Продолжение таблицы — Периодичность осмотров и технического обслуживания трансформаторных подстанций Наименование работ Периодичность проведения 15 Измерение напряжения на шинах 0,4 кВ Совмещается с замерами нагрузок 16 Измерение уровня тока КЗ или сопротивления цепи По мере необходимости, но не "фаза-нуль" отходящих линий 0,4 кВ реже 1 раза в 6 лет Испытания, измерения 17 18 Измерение сопротивления изоляции РУ 6-20 кВ и В сроки проведения ремонта 0,4 кВ ТП, но не реже 1 раза в 6 лет 19 Измерение сопротивления вентильных разрядников В сроки проведения ремонта ТП, но не реже 1 раза в 6 лет 20 Измерение тока проводимости вентильных разряд- В сроки проведения ремонта ников ТП, но не реже 1 раза в 6 лет 21 Измерение сопротивления заземления или напряже- В сроки проведения ремонта ния прикосновения к оболочкам и заземленным эле- ТП, 1 раз в 6 лет ментам 22 Измерение сопротивления изоляции обмоток сило- 1 раз в 3 года вых трансформаторов 23 Испытание оборудования и изоляции 6-10 кВ повы- 1 раз в 6 лет шенным напряжением промышленной частоты 50 гЦ 24 Испытание трансформаторного масла силовых 1 раз в 6 лет трансформаторов мощностью более 630 кВа 25 Проверка релейной защиты 1 раз в 3 года Отдельные работы 26 27 Очистка изоляции оборудования трансформаторных По мере необходимости подстанций , аппаратов, баков и арматуры от пыли и грязи 28 Зачистка, смазка и затяжка контактных соединений По мере необходимости 33 Продолжение приложения А Окончание таблицы — Периодичность осмотров и технического обслуживания трансформаторных подстанций Наименование работ Периодичность проведения 29 Устранение разрегулировки механизмов приводов и По мере необходимости контактной части выключателей и разъединителей (выключателей нагрузки) 30 Текущий ремонт трансформатора 1 раз в 3 года 31 Смазка шарнирных соединений и трущихся поверх- По мере необходимости ностей оборудования 32 Доливка свежего масла в маслонаполненные аппара- По мере необходимости ты и оборудование, замена селикагеля 33 Обновление и замена диспетчерских надписей, мне- По мере необходимости монических схем, предупредительных плакатов и знаков безопасности в РУ 0,4-10 кВ 34 Замена плавких вставок предохранителя При изменении режимов работы сети и параметров защищаемого оборудования, при перегорании плавких вставок 35 Вырубка кустарников в охранной зоне ТП, обрезка По мере необходимости сучье 36 Восстановление отмостки основания трансформа- По мере необходимости торных подстанций 37 Ремонт крыши трансформаторных подстанций По мере необходимости 34 Приложение Б Таблица 3 — Неисправности трансформатора. Признаки, причины и способы устранения неисправностей силовых трансформаторов, находящихся в эксплуатации Основные признаки неис- Наиболее вероятная причина Способы устранения неисправности неисправности правности 1. Сильный и неравномер- 1. Ослабление прессовки 1. Подтянуть стяжные болный шум в трансформаторе, стальных листов магнито- ты, прессующие магнитосопровождающийся потрес- провода провод киванием разрядов 2. Перекрытие с обмотки 2. Улучшить изоляцию отили отводов на корпус водов 3. Обрыв заземления 3. Восстановить заземление 2. Повышенный нагрев, не- Витковое замыкание, явив- 1. Устранить витковое замыбольшое увеличение тока на шееся следствием есте- кание стороне питания, разница ственного старения изоля- 2. Частично или полностью омических сопротивлений ции, систематических пере- заменить обмотку поврепостоянному току отдель- грузок или динамических жденной фазы ных фаз обмоток трансфор- усилий при коротких замыматора каниях 3. Выброс масла с разруше- Междуфазное короткое за- Трансформатор подвергнуть нием стеклянной мембраны мыкание, вызванное: ревизии, а при выявившейся выхлопной трубы а) старением изоляции; необходимости - капитальб) понижением уровня масла ному ремонту с заменой или и его увлажнением; без замены масла в) внутренними или внешними перенапряжениями; г) протеканием сверхтоков при сквозных коротких замыканиях 4. Появление трещин на Не обнаруженные ранее Заменить поврежденный изоляторах, скользящих раз- трещины заводского проис- изолятор. Устранить наброс. рядов или следов перекры- хождения или появившиеся Увеличить изоляционное тия изоляторов при монтаже и эксплуата- расстояние между фазами ции. Набросы посторонних предметов. Перекрытие между вводами различных фаз 5. Появление течи масла из Плохо притертые пробки Притереть пробку крана. кранов или швов бака из под кранов. Недоброкачествен- Вырубить шов в месте течи прокладок ный сварной шов. Недоста- и сварить вновь. Улучшить точное уплотнение в месте уплотнение путем затяжки установки прокладки. Низ- болтов. Заменить прокладку, кое качество или отсутствие а в случае ее отсутствия прокладки установить прокладку 35 Продолжение приложения Б Окончание таблицы — Неисправности трансформатора. Основные признаки неисправности 6. Срабатывание реле газовой защиты трансформатора на сигнал 7. Срабатывание реле газовой защиты трансформатора на отключение 8. Срабатывание максимальной (токовой) или дифференциальной защиты Наиболее вероятная причина неисправности Начавшийся процесс разложения масла вследствие: а) виткового замыкания в обмотке; б) замыкания на корпус (пробой); в) обрыва цепи в обмотке; г) выгорания контактной поверхности переключателя Развившийся бурный процесс разложения масла в трансформаторе вследствие: а) "пожара стали", возникшего в результате циркуляции больших токов, вызванных образовавшимся замкнутым контуром; б) междуфазного короткого замыкания; в) внутренних или внешних перенапряжений Пробой на корпус вводов трансформатора, перекрытие между фазами вследствие наброса или других причин Способы устранения неисправности а) устранить замыкание в обмотке; б) устранить замыкание на корпусе; в) восстановить электрическую цепь обмотки; г) заменить выгоревший контакт переключателя Трансформатор подвергнуть испытанию, а в случае необходимости - ревизии и капитальному ремонту с выемкой сердечника Заменить поврежденный изолятор. Устранить наброс или причины, вызвавшие действие защиты 36 Приложение В Принципиальная схема комплектной трансформаторной подстанции (КТП) КТПН-Орб 07 мощностью до 630 кВА 37 Приложение Г Общий вид комплектной трансформаторной подстанции проходного типа КТПН-Орб 07 мощностью до 630 кВА Состав КТПН-Орб07 1- устройство ввода; 2- распределительное устройство высокого напряжения (РУВН); 3- отсек силового трансформатора; 4- распределительное устройство низкого напряжения (РУНН); 5- траверса вывода низкого напряжения (устанавливается только в КТПН с воздупшым выводом); 6- устройство вывода низкого напряжения (устанавливается только в КТПН с воздушным выводом); 7- устройство фиксации РУВН.
