Drift af TP
Tilrettelæggelse af teknisk drift. Pålideligheden af TP's arbejde afhænger af kvaliteten af design- og konstruktions- og installationsarbejdet, på niveauet af dets arbejde, som skal udføres i fuld overensstemmelse med de eksisterende retningslinjer og træningsmaterialer.
Korrekt teknisk drift af TP sikrer rettidig vedligeholdelse og forebyggelse af høj kvalitet.
Vedligeholdelse og forebyggende arbejde udføres for at forhindre opståen og fjernelse af individuelle skader og mangler, der er opstået under drift. Omfanget af dette arbejde omfatter systeminspektioner, forebyggende målinger og TP-tjek.
Planlagte inspektioner af TP udføres i løbet af dagen i henhold til den tidsplan, der er godkendt af virksomhedens chefingeniør, dog mindst en gang hver 6. måned.
Nødtjek af TP udføres efter nødafbrydelser af elledninger, under udstyrsoverbelastning, pludselige ændringer i vejret og naturfænomener (våd sne, is, tordenvejr, orkan osv.); sådan kontrol udføres til enhver tid.
Kontrolgennemgange af TP produceret af ingeniører og teknisk personale mindst en gang om året... Normalt kombineres de med kontrol af lynbeskyttelsesanordninger, accept af genstande til drift under vinterforhold, med henblik på VL 6-10 eller 0,4 kV, etc. Samtidig specificeres omfanget af reparation af transformerstationer for det næste år.
Planlagt forebyggelse af PPR er opdelt i aktuel og grundlæggende. Den er fremstillet til at holde TP i en teknisk forsvarlig stand, hvilket sikrer langsigtet pålidelig og økonomisk drift ved at restaurere og udskifte slidte elementer og dele.
Med den nuværende reparation af TP en gang hvert tredje til fjerde år udføres alt arbejde for at sikre normal drift mellem større reparationer.
I tilfælde, der ikke lider af forsinkelse inden næste større reparation, udføres forebyggende selektive reparationer med en enkelt udskiftning af enkelte elementer og dele af TP. Arbejdet udføres som udgangspunkt af driftspersonale understøttet af vurdering af driftsaffald.
Hovedreparationen af TP'en udføres en gang hvert sjette til tiende år for at opretholde eller genoprette TP'ens oprindelige driftstilstand. Slidte elementer og dele repareres eller udskiftes med mere holdbare og økonomiske for at forbedre TP-udstyrets ydeevne. Samtidig udføres en komplet revision af TP-udstyret under eftersynet med en detaljeret inspektion, de nødvendige målinger og tests, med eliminering af de afslørede mangler og defekter.
Arbejdet udføres af særligt reparationspersonale af netområderne, som vedligeholdes på bekostning af den afskrivningsfond, der er tilvejebragt til større reparationer.Forberedelsen af TP til at sætte den i reparation, accept af denne reparation og idriftsættelse udføres af det operationelle operative personale i netværksregionerne.
Afhængigt af tilstanden af transformatorstationens strukturer og udstyr, etableret gennem inspektioner, forebyggende målinger og inspektioner, kan reparationstiden ændres med tilladelse fra ledelsen af elsystemet. Nød-restaurerende reparationer udføres, når der er behov ud over den godkendte planlagte reparation.
For en mere effektiv udnyttelse af den eksisterende mekanisering og en bedre udførelse af arbejdet på kortest mulig tid anbefales forebyggende målinger og større reparationer i TP i en række tilfælde at udføres centralt af styrkerne af specialiseret personale (laboratorier) , værksteder mv.) af elnetselskabet.
Den normale tilrettelæggelse af driften af TP sørger for systematisk vedligeholdelse af teknisk dokumentation, der karakteriserer det elektriske udstyr og dets tilstand, samt planlægning og rapportering af gennemførelsen af forebyggende og reparationsarbejde i TP. Listen over teknisk dokumentation, dens indhold (form) og vedligeholdelsesprocedure er etableret og godkendt af elsystemets ledelse.
Et af de vigtigste tekniske dokumenter er TP'ens pasreparationskort og pasreparationskortet for de transformere, der er installeret på denne TP.
TP-pasreparationskortet afspejler alle tekniske og designmæssige data for det installerede udstyr, for de udførte reparationer og ombygninger.Det angiver inventarnummeret, typen og placeringen af TP-installationen, navnet på design- og installationsorganisationen, datoen for idriftsættelse af TP.
Et elektrisk en-linje diagram af TP tegnes i passet med en detaljeret indikation af parametrene for det installerede HV- og LV-udstyr, samleskinner, lynbeskyttelsesanordninger, elektriske måleanordninger osv.; navnet på fødeledningerne og brugerforbindelserne er også angivet.
Der tegnes en plan og et udsnit af transformatorstationen med angivelse af hoveddimensioner og konstruktionsmaterialer med anvendelse af en jordsløjfe (for mastetransformatorstationer og KTP er sektioner ikke påkrævet). Paskortet registrerer datoerne og resultaterne af inspektioner af lynbeskyttelsesanordninger, målinger af modstanden af jordingsløkker, data om reparationer og forebyggende test af udstyr og om reparation af TP-strukturer.
På forsiden af pasreparationskortet på en strømtransformator (eller på fabriksformularen) er dens vigtigste tekniske data angivet: inventar- og serienumre, type, diagram og gruppe af forbindelser, år for fremstilling og idriftsættelse, strøm i kilovolt- ampere, mærkestrøm og spænding på HV- og LV-siden, spænding x. NS. og k. z., transformatormasse, oliemasse, dimensioner. Passet indeholder også oplysninger om årsagen til fjernelse og det nye installationssted for transformeren, oplysninger om installation, fjernelse og genindlæsning af termosifonfiltre og omskifterpositioner.
Datoen og årsagen til reparationen, mængden af udført arbejde, resultaterne af test og målinger samt opdagede og ukorrigerede defekter, noter om driften af TP-udstyret og transformeren er angivet i TP-paskortene og transformeren. Disse oplysninger indtastes i de relevante pasformularer senest 5 dage efter afslutningen af arbejdet baseret på love og protokoller. Transformatorens pas eller form opbevares sammen med passet til den TP, hvori den er installeret. Ved hver bevægelse af transformeren overføres passet sammen med transformeren.
For at afklare muligheden for tilslutning af nye forbrugere og behov for udskiftning af transformere og TP-udstyr anbefales det at føre et register over forbrugere og målinger af strømme og spændinger i TP for TP-området (afsnit). Logbogen registrerer for hver TP resultaterne af målingen af belastningsstrømmene for alle LV-forbindelser, transformatorens samlede belastning og dens ujævnheder i faser, samt spændingsværdien af TP-skinnerne. Målinger udføres på 0,4 kV-siden 2-3 gange årligt på forskellige tidspunkter af året og døgnet.
TA'ens konsoliderede regnskabsindberetning for zonen (afsnittet) føres i TA's regnskabskladde. Denne log angiver inventarnummeret og typen af transformatorstationen, installationsstedet, navn og nummer på 6-10 kV forsyningsledningen og strømkilden (35-110 kV understationer), data om transformatorerne (deres antal i transformatoren) understation, hver effekt i kilovolt-ampere, spænding i kilovolt og strøm i ampere).
Det anbefales at føre en liste over defekter, en liste over defekter og en årlig kombineret tidsplan for reparationer og forebyggende arbejder fra hoveddokumentationen. Fejlbladet er hoveddokumentet i TP-eftersynet og udleveres til elektrikeren af skibsføreren med angivelse af eftersynets omfang I arket angiver elinstallatøren TP-nummeret, datoen for eftersynet, alle konstaterede fejl og mangler. under inspektionen og sætter sin underskrift. Ved afslutningen af inspektionen returneres arket til kaptajnen, som kontrollerer det og fastsætter fristen for fjernelse af manglerne. Efter fjernelse af defekter laves der noter på arket, dato og underskrift fra producenten af arbejdet er placeret.
Fejllisten udarbejdes af TP-områdets (sektionens) skibsfører ud fra defektblade, testrapporter mv. Materialer og udstyr. Erklæringen indsendes til netværket for kvartalet indtil årets udgang og bruges til at planlægge reparationsarbejde for det følgende år.
Den årlige reparations- og vedligeholdelsesplan er udarbejdet med en opdeling på kvartaler i sammenhæng med hver zone (sektion) af TP-masteren og konsolideret for netværkszonen med en opdeling af de vigtigste arbejdsmængder.
Den kombinerede tidsplan indeholder tre typer arbejde: grundlæggende og løbende reparation, forebyggende arbejde med en liste over udført arbejde for hver type.Ved større reparationer, for eksempel udskiftning af transformere, reparation af måleapparater, konstruktionsdelen af transformatorstationen mv. under rutinereparationer udføres en komplet reparation af TP med forebyggende målinger, under forebyggende arbejde - inspektion af TP, rengøring af isolering, måling af belastninger og spændinger, olieprøvetagning, udskiftning af silicagel mv.
Ved udarbejdelse af tidsplanen tages der udgangspunkt i en flerårig plan for komplekse reparationer under hensyntagen til hastigheden af reparationer og tests, lister over defekter, den faktiske tilstand af TP, arten af arbejdet i TP. hovedbrugere og størrelsen af finansieringen. Efterhånden som arbejdet skrider frem, markeres tidsplaner månedligt af master og dokumentationstekniker.
For at udføre de nødvendige reparationer i nødstilfælde samt udskiftning af udstyr udtaget til større reparationer i netværksvirksomhederne og regionerne oprettes en nød- og reparationssammensætning af udstyr og materialer. Nomenklaturen og mængden af disse reserver bestemmes i henhold til lokale forhold af eltransmissionsselskabets og elsystemets ledelse.
Drift af transformere består i systematisk overvågning af deres belastning, olietemperatur og dens niveau i ekspanderen. Ved nominel belastning af transformere afkølet med naturlig olie bør temperaturen af de øverste olielag ifølge PTE ikke overstige 95 ° C.
Opvarmningstemperaturen for dens viklinger når samtidig 105 ° C, da temperaturforskellen fra viklingerne til de øverste olielag er cirka 10 ° C, men det skal huskes, at ved nominelle belastninger er den maksimale temperatur i varmeste steder af spoler vil være 30 - 35 ° C højere end i de øverste lag af olien. Olietemperaturen i de nederste lag er altid lavere end i de øverste; så ved en olietemperatur i de øverste lag på 80 ° C i bunden vil det være 30-35 ° C, og i midten af transformatortanken - 65-70 ° C.
Det er kendt, at med en ændring i transformatorbelastningen stiger eller falder olietemperaturen meget langsommere end viklingernes temperatur. Derfor afspejler aflæsningerne af termometre, der måler olietemperatur, faktisk ændringer i viklingernes temperatur med en forsinkelse på flere timer.
Af større betydning for den normale langsigtede drift af transformere er temperaturen af luften omkring dem. I det centrale Rusland varierer det fra -35 til + 35 ° C. I dette tilfælde kan olietemperaturen i transformeren overstige den maksimale omgivelsestemperatur op til 60 ° C, og transformere i disse områder kan arbejde med den nominelle effekt angivet på deres plade .Når lufttemperaturen er mere end 35 ° C (men ikke højere end 45 ° C), skal belastningen af transformeren reduceres med en hastighed på 1% af dens nominelle effekt for hver grad af overskridelse af lufttemperaturen .
Transformatorernes funktionsmåde bestemmes af værdierne af belastningsstrømmen, spændingen på siden af primærviklingen og temperaturen af de øverste lag af olien.
I henhold til kravene i PUE er det nødvendigt med jævne mellemrum at kontrollere spændingen i netværket og belastningen på transformatorerne, i alt og hver af faserne, i henhold til tidsplanen i perioderne med maksimale og minimale belastninger for at identificere dens uregelmæssigheder. Spændingen til nedtrapningstransformatoren må ikke overstige med mere end 5 % den spændingsværdi, der svarer til denne gren af HV-viklingen.
Transformatorer bør som regel ikke overbelastes ud over den nominelle effekt. TP-transformatorer er dog ikke altid ensartet opladet til nominel effekt, hverken i løbet af dagen eller hele året. I denne forbindelse er overbelastning af transformere på grund af underudnyttelse af deres kapacitet i perioder med underbelastning tilladt.
Belastningen, for eksempel, af landdistrikter TP'er svinger ofte fra 15 til 100% i løbet af dagen, og varigheden af dets maksimum overstiger nogle gange ikke 1-2 timer. er kun 40-60%. På grund af disse egenskaber kan transformeren om vinteren blive yderligere overbelastet med en hastighed på 1% af dens nominelle effekt til 1% af dens underbelastning om sommeren, men ikke mere end 15%. Den samlede langsigtede vinteroverbelastning på grund af daglig og sommerunderbelastning tillades op til 30 % af transformatorens mærkeeffekt, der arbejder udendørs og op til 20 % indendørs.
Ved slutningen af overbelastningen må overophedningstemperaturen for de enkelte dele af transformeren ikke overstige de tilladte grænser. Den tilladte overbelastning og dens varighed for olienedsænkede transformere kan konstateres ud fra belastningskurverne.
Ud over de specificerede overbelastninger tillades kortvarig overbelastning i nødtilstande for tidligere ubelastede transformere i drift. Nødoverbelastninger, uanset varigheden og værdien af den tidligere belastning og den omgivende temperatur, er tilladt inden for følgende grænser:
Overbelastning men strøm, % til nominel 30 45 60 75 100 200 Overbelastnings varighed, min 120 80 45 20 10 1,5
Jævn fordeling af belastningen på faserne er også vigtig. Ujævn belastning forårsager yderligere opvarmning af olie- og transformerviklingerne, hvilket fører til for tidlig ældning af viklingen og olieisoleringen og kan beskadige transformeren.
Derudover skaber dette en asymmetri af fasespændingerne, hvilket kan føre til skader på forbrugernes strømaftagere forbundet mellem fase- og nullederen. Graden af belastningsujævnheder af transformatorfaserne på 380/220 V-siden må ikke overstige 10 %. Graden eller koefficienten af uregelmæssighed ki bestemmes af formlen
hvor Imax er værdien af strømmen i den maksimalt belastede fase, A; Iav — den aritmetiske middelværdi af strømmene i alle faser på samme tid, A:
Den samlede belastning kontrolleres, belastningsfordelingen af spændingsniveauer efter fase udføres mindst en gang om året på en typisk dag i perioderne med maksimale og minimale belastninger af transformeren på den sekundære spændingsside. Et nødtjek udføres, når der sker væsentlige ændringer i belastningen (tilslutning af nye brugere eller forøgelse af kapaciteten af eksisterende osv.).Fasebelastningsværdien måles på 0,4 kV-siden med en klemmemåler med en amperemeterskala på 5 til 1000 A, og spændingsniveauerne med skivevoltmetre med en skala på op til 600 V.