Отчет по практике: Средне-Волжское предприятие магистральных электрических сетей

5. СЛУЖБЫ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ

5.1 Общие положения

5.1.1 Служба релейной защиты и автоматики (СРЗиА) является структурным подразделением филиала ОАО «ФСК ЕЭС» Средне-Волжского ПМЭС (далее Средне-Волжское ПМЭС), выполняющим в объеме, определяемом ее функциями, необходимый комплекс организационно-технических мероприятий по внедрению, совершенствованию и поддержанию высокого уровня эксплуатации на подстанциях Средне-Волжского ПМЭС устройств:

· релейной защиты;

· электроавтоматики (в том числе противоаварийной – ПА):

- автоматического повторного включения (АПВ);

- автоматического включения резерва (АВР);

- автоматической ликвидации асинхронного режима (АЛАР);

- автоматического ограничения повышения напряжения (АПН);

- специальной автоматики отключения нагрузки (САОН);

- автоматической частотной разгрузки (АЧР);

·  автоматических регистраторов аварийных событий;

·  телепередачи отключающих, разрешающих или блокирующих команд по ВЧ каналам (приемопередатчики ВЧ защит линий, устройства АНКА-АВПА, АКПА-В и ETL, фильтры присоединений, ВЧ кабели, элементы настройки и т.д.);

·  определения места повреждения (ИМФ) по параметрам аварийного режима на линиях электропередачи;

·  вторичных цепей перечисленных выше устройств, цепей и аппаратуры управления выключателей, разъединителей, аварийной и предупредительной сигнализации и других вторичных цепей автотрансформаторов, реакторов, шин;

·  электрической части электромагнитной блокировки выключателей, разъединителей, в том числе устройств питания выпрямленным напряжением цепей этой блокировки;

·  автоматики систем охлаждения автотрансформаторов и реакторов, автоматического и дистанционного регулирования напряжения автотрансформаторов под нагрузкой, автоматики компрессорных установок воздушных выключателей;

·  систем питания устройств РЗА (выпрямительных устройств), устройств контроля изоляции системы постоянного тока;

·  средств электрических измерений, а также их вторичных цепей в целях обеспечения надежной и экономичной работы Средне-Волжского ПМЭС

5.1.2 Служба РЗиА непосредственно подчинена заместителю главного инженера Средне-Волжского ПМЭС. В оперативно-техническом отношении СРЗиА подчинена также СРЗА МЭС Волги.

5.1.3 По оперативно-диспетчерскому управлению устройства РЗА подразделяются на следующие группы:

·  I группа - устройства, находящиеся в оперативном управлении диспетчера ЦДУ,

·  II группа - устройства, находящиеся в оперативном управлении диспетчера ОДУ,

·  III группа - устройства, находящиеся в оперативном управлении диспетчера РДУ,

·  IV группа - устройства, находящиеся в оперативном управлении диспетчера ПЭС, персонала подстанций Средне-Волжского ПМЭС.

5.2 Основные задачи

5.2.1 Оснащение находящихся или передаваемых в оперативное управление или оперативное ведение диспетчеров Средне-Волжского ПМЭС линий электропередачи, шин, автотрансформаторов и другого оборудования устройствами РЗА и средствами электрических измерений в целях обеспечения устойчивой и экономичной работы энергетических объектов, эксплуатируемых Средне-Волжским ПМЭС, локализации нарушений нормального режима, бесперебойного электроснабжения потребителей.

5.2.2 Обеспечение высокого технического уровня и культуры эксплуатации всех устройств РЗА и цепей вторичной коммутации, имеющихся на объектах Средне-Волжского ПМЭС.

5.2.3 Осуществление надзора за состоянием и применением средств измерений.

5.3 Функции

5.3.1 Для устройств РЗА и электрооборудования, находящихся или передаваемых в оперативное управление предприятия:

а) разрабатывает на современном техническом уровне мероприятия по устройствам РЗА, направленные на повышение надежности работы энергетических объектов предприятия, обеспечивает внедрение разработанных мероприятий;

б) выбирает принципы выполнения устройств РЗА, их типы, алгоритмы функционирования, размещение, а также систематически анализирует их соответствие фактическим режимам работы электрооборудования и проводит необходимую корректировку уставок и характеристик; вынужденные отступления от требований быстродействия, селективности и чувствительности должны быть утверждены главным инженером предприятия;

в) обеспечивает исправное состояние и ведет техническое обслуживание устройств РЗА и ПА; обеспечивает выполнение заданных СРЗА МЭС Волги, а также выбранных СРЗиА уставок и характеристик;

г) обеспечивает исправное состояние средств электрических измерений и ведет техническое обслуживание их вторичных цепей;

д) составляет для диспетчеров Средне-Волжского ПМЭС инструкции и оперативные указания по обслуживанию устройств РЗА и ПА (на базе инструкций и указаний СРЗА МЭС Волги). Отступления от типовых инструкций должны быть согласованы с СРЗА МЭС Волги. Пересмотр действующих инструкций должен производиться в установленные сроки. Все изменения, вносимые в устройства РЗА, должны быть немедленно внесены в журнал РЗА с последующим отражением в диспетчерских инструкциях и оперативных указаниях.

5.3.2 Участвует в подготовке технических заданий на проектирование новых объектов в части устройств РЗА (принципы выполнения, типы, структурные и принципиальные схемы), представляет на согласование СРЗА МЭС Волги проекты РЗА линий электропередачи и электрооборудования 110 кВ и выше.

5.3.3 Подготавливает оперативные заявки и программы на работы с устройствами РЗА и на работы на линиях электропередачи и электрооборудовании, требующие анализа необходимости операций с устройствами РЗА.

5.3.4 Составляет (ежегодно) план-график технического обслуживания устройств РЗА, подписывает его начальником СРЗиА предприятия и направляет в СРЗА МЭС Волги.

По возвращении откорректированного и согласованного СРЗА МЭС Волги плана-графика, он утверждается главным инженером предприятия.

5.3.5 Выполняет восстановительные работы и реконструкцию аппаратуры и цепей устройств РЗА, требующиеся в процессе технического обслуживания, реконструкции и модернизации действующих устройств РЗА в соответствии с руководящими документами, указаниями СРЗА МЭС Волги и руководства предприятия, а также замену изношенных и морально устаревших устройств РЗА.

5.3.6 Согласовывает пусковые схемы и предусмотренные в них объемы устройств РЗА. По устройствам РЗА, передаваемым в оперативное ведение диспетчера ОДУ СВ, направляет эти материалы на согласование в СРЗА МЭС Волги. Составляет рабочие программы испытаний устройств РЗА при вводе новых линий электропередачи и электрооборудования после их капитальных ремонтов и при специальных испытаниях. Согласовывает эти программы с СРЗА МЭС Волги, принимает непосредственное участие или осуществляет техническое руководство при проведении этих испытаний.

5.3.7 Принимает вновь включаемые устройства РЗА от монтажных и наладочных организаций и участвует в пусконаладочных работах перед включением устройств РЗА, вводимых на данном объекте впервые.

5.3.8 Участвует в комиссиях по расследованию технологических нарушений в электрической части подстанций, проводит внеочередные проверки устройств РЗА по программам, согласованным с СРЗА МЭС Волги (или при участии ее представителей), после неправильных и невыясненных действий, оперативно принимает меры по устранению причин неправильных действий устройств РЗА.

5.3.9 Ведет журнал РЗА на щитах управления подстанций.

5.3.10 Подготавливает и ведет установленную техническую документацию по устройствам РЗА, ведет систематический учет работы устройств РЗА, анализ их работы при технологических нарушениях нормального режима работы, установленную отчетность (в соответствии с действующими инструкциями и положениями).

5.3.11 Повседневно контролирует работу устройств РЗА, обобщает опыт их эксплуатации, своевременно информирует СРЗА МЭС Волги о выявленных дефектах этих устройств и при необходимости оформляет акты-рекламации или акты-претензии заводам-изготовителям.

5.3.12 Организует техническую учебу персонала СРЗиА и принимает участие в экзаменах по проверке знаний ими ПТЭ, ПТБ, ППБ и правил технического обслуживания устройств РЗА.

5.3.13 Проводит прием экзаменов на допуск персонала к самостоятельным проверкам цепей вторичной коммутации, простых токовых защит.

5.3.14 Размещает по заданию СРЗА МЭС Волги автоматические регистраторы аварийных событий на линиях электропередачи и электрооборудовании, выполняет заданное распределение записываемых величин и настройку пусковых параметров.

5.3.15 Участвует в организации эксплуатации фиксирующих приборов для определения мест повреждения на линиях электропередачи.

5.3.16 Корректирует многолетние графики технического обслуживания устройств РЗА, составленные на основании Положения о видах периодичности и объемах технического обслуживания устройств РЗА, и согласовывает эти изменения с СРЗА МЭС Волги.

5.3.17 Проводит экспертизу проектов по устройствам РЗА оборудования, находящегося в оперативном управлении диспетчеров предприятия.

5.3.18 Подготавливает ежегодные заявки на релейную аппаратуру, запасные части к ней, контрольный кабель, испытательные устройства и т.п.

5.3.19 Обеспечивает достоверную первичную информацию в системе АСКУЭ.

5.4 Организация управления

5.4.1 Непосредственное руководство производственной деятельностью службы и контроль за работой осуществляет начальник СРЗиА.

5.4.2 Начальник СРЗиА назначается и освобождается от занимаемой должности руководством предприятия по согласованию с СРЗА МЭС Волги, а остальной персонал СРЗиА - по согласованию с начальником СРЗиА.

5.4.3 Количественный и должностной состав службы определяется штатным расписанием, разработанным планово-экономическим отделом по согласованию с СРЗиА в соответствии с действующими нормативными документами по труду, с учётом дополнительного объема работ и в пределах установленного фонда заработной платы. Штатное расписание утверждает директор предприятия.

5.4.4 В состав СРЗиА входят:

·  Участок ТО СРЗА Ульяновского РМЭС;

·  Ульяновская группа ТО СРЗА;

·  Вешкаймская группа ТО СРЗА;

·  Ключенская группа ТО СРЗА;

·  Участок ТО СРЗА Западного РМЭС;

·  Пензенская группа ТО СРЗА;

·  Мордовская группа ТО СРЗА;

·  Участок ТО СРЗА Верхне-Волжского РМЭС;

В состав каждого участка СРЗА входят:

·  специалисты разных категорий;

·  электромонтеры.

Персонал участков в административном плане подчиняется начальникам соответствующих РМЭС, заместителю главного инженера, начальнику СРЗиА.

В техническом плане персонал участков подчиняется заместителю главного инженера, начальнику СРЗиА.

5.4.5 Организация работ участков ТО РЗА возлагается:

·  Участок ТО СРЗА Ульяновского РМЭС;

·  Ульяновская группа ТО СРЗА – на инженера 2 категории Миннибаева А.Т.;

·  Вешкаймская группа ТО СРЗА – на ведущего инженера Васильева А.В.;

·  Ключинская группа ТО СРЗА – на ведущего инженера Сумбаева А.П.;

·  Участок ТО СРЗА Западного РМЭС;

·  Пензенская группа ТО СРЗА – на ведущего инженера Кулясова Ю.В.;

·  Мордовская группа ТО СРЗА – на ведущего инженера Хомякова И.А.;

·  Участок ТО СРЗА Верхне-Волжского РМЭС – на главного специалиста Тарасова Е.Г.

5.4.6 Распределение обязанностей, прав и ответственности между отдельными работниками определяется должностными инструкциями и решением начальника СРЗиА.

5.4.7 В случае отсутствия одного из специалистов его обязанности возлагаются на других работников службы, в соответствии с решением начальника СРЗиА и их должностными инструкциями.

5.4.8 В случае длительного отсутствия начальника СРЗиА (отпуск, болезнь, командировка) исполнение его обязанностей, права и ответственность возлагаются:

·  Участок ТО СРЗА Ульяновского РМЭС и Участок ТО СРЗА Западного РМЭС – на ведущего инженера Кулясова Ю.В.;

·  Участок ТО СРЗА Верхне-Волжского РМЭС – на главного специалиста Тарасова Е.Г.

5.4.9 Поручения других производственных подразделений предприятия передаются начальнику СРЗиА только через руководство предприятия.

5.4.10 Деятельность СРЗиА должна координироваться с деятельность других производственных подразделений предприятия и СРЗА МЭС Волги.

6. ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПОДСТАНЦИИ 220/110/10 КВ «ЧИГАШЕВО»

6.1 Назначение

Подстанция 220/110/10 кВ «Чигашево» предназначена для связи электрических сетей 110 и 220 кВ, а также для преобразования электроэнергии с одного напряжения переменного тока на другое напряжение, необходимое для передачи или распределения электроэнергии потребителям.

6.2 Краткая характеристика

На ПС установлены и работают следующее оборудование:

Силовые трансформаторы

На ПС установлено два автотрансформатора АТ-1 (типа АТДЦТНГ-125000-220/110/10) и АТ-2 (типа АТДЦТН-125000-220/110/10). Трансформаторы предназначаются для преобразования электроэнергии с одного напряжения переменного тока на другое напряжение, необходимое для передачи или распределения электроэнергии потребителям.

Автотрансформатор представляет собой многообмоточный трансформатор, у которого две обмотки связаны между собой электрически.

Примечание: А - автотрансформатор; Т - трехфазный; ДЦ - принудительная циркуляция воздуха и масла; Т- трехобмоточный; Н - регулированием под напряжением, Г – грозоупорный.

Номинальное напряжение на стороне: 220 кВ - 230 кВ;

110 кВ - 115 кВ;

10 кВ - 10,5 кВ.

Номинальный ток на стороне: 220 кВ - 314 А;

110 кВ - 626 А;

10 кВ - 3300А.

Основными элементами конструкций автотрансформаторов являются: магнитопровод, обмотки с отводами и элементами изоляции, бак с расширителем. Кроме того, автотрансформаторы снабжаются различными вспомогательными устройствами: охлаждения, переключения ответвлений, защиты масла от воздействий внешней среды, контроля и сигнализации, а также высоковольтными вводами.

Бак масляного трансформатора представляет собой резервуар, внутри которого устанавливается активная часть. В качестве изоляции и охлаждающей среды используется трансформаторное масло.

Для вывода высокого напряжения из бака автотрансформатора служат высоковольтные, маслонаполненные, герметичные вводы, являющиеся конструктивно самостоятельными изделиями. Внутренняя изоляция высоковольтного ввода помещена в фарфоровые покрышки, которые заполнены маслом.

Сверху на крышке или колоколе с помощью фланцевых соединений устанавливается расширитель. Расширитель служит для обеспечения постоянного заполнения бака маслом при изменении температуры во время работы трансформатора и для уменьшения поверхности соприкосновения масла с воздухом с целью защиты масла от окисления и увлажнения.

Расширитель состоит из одного отсека и связан с баком трансформатора патрубком, в котором смонтировано газовое реле.

Сообщение внутреннего объема расширителя с атмосферой осуществляется через трубу, заканчивающуюся воздухоосушителем. Воздухоосушитель предохраняет трансформаторное масло от атмосферной влаги, поступающей в расширитель при температурном изменении объема масла.

Воздухоосушительный фильтр представляет собой заполненный сорбентом цилиндр, снабженный масляным затвором. Верхняя часть цилиндра соединена с расширителем трансформатора, нижняя – с атмосферой через масляный затвор, работающий по принципу сообщающихся сосудов. Наличие масляного затвора предотвращает свободный доступ воздуха в фильтр. Очистка воздуха от механических примесей происходит при прохождении его через масло затвора, а от влаги – через заполненную силикагелем часть воздухоосушителя.

В ходе работы воздухоосушительного фильтра силикагель постепенно насыщается влагой и утрачивает влагопоглощающую способность. Для визуального контроля состояния силикагеля в верхней части фильтра в специальном патроне помещают порцию индикаторного силикагеля, пропитанного хлористым кобальтом для придания голубой окраски. Смотровое окно позволяет следить за цветом индикаторного селикагеля: по мере увлажнения цвет изменяется от голубого через лиловый до розового, и появление в патроне индикатора хотя бы нескольких зерен розового цвета свидетельствует о необходимости смены всего силикагеля.

При повреждении трансформатора и возникновении пожара появляется необходимость быстрого перекрытия маслопровода, идущего от расширителя к баку. Для этого в маслопровод между расширителем и газовым реле встроен клинкет. Он закрывает отверстие для прохода масла из расширителя в бак трансформатора. В аварийном режиме клинкет перекрывать по воэможности с принятием мер безопасности.

Выхлопная труба защищает трансформатор от разрыва при интенсивном выделении газа во время крупных повреждений внутри трансформатора.

Вольтодобавочный трансформатор

Трансформаторы типа ЛТДН -40000/10 –УЛ1 (на подстанции ВДТ-1 и ВДТ-2) предназначены для продольного регулирования напряжения 10 кВ под нагрузкой.

Трансформатор состоит из последовательного трансформатора и регулировочного автотрансформатора с устройством РПН, встроенных в один бак. Устройство РПН типа РНТ-20А.

Для защиты устройства РПН от переключения при токах более допустимых предусмотрена электрическая блокировка, не допускающая переключение при указанных режимах.

Охлаждение трансформатора с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла.

Схема подключения ВДТ следующая: вводы Х, Y, Z подключены к линии регулируемого напряжения, а вводы А, В, С к вводам а, в, с и к линии отрегулированного напряжения.

Основные технические данные:

Номинальная проходная мощность трансформатора - 40000 кВА во всех положениях РПН

Номинальное линейное напряжение сети - 11000 В

Номинальный ток обмоток - 2099,5/2099,5 А

Номинальная частота  - 50 Гц

Полный вес - 36,1 т

Вес активной части - 15,2 т

Вес масла - 11,9 т

Вес бака с арматурой  - 9,0 т

Токоограничивающие реакторы

Реакторы предназначены для ограничения токов КЗ в электроустановках, а также позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при повреждениях за реакторами. Реактор представляет собой индуктивную катушку без сердечника из магнитного материала. Благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением, не зависящим от протекающего через обмотку тока.

Наибольшее распространение получили бетонные реакторы с алюминиевыми обмотками. Обмотка наматывается на специальный каркас, а затем в определённых местах заливается бетоном, который образует колонны, закрепляющие витки обмотки реактора и тем самым предотвращается смещение витков под действием собственной массы и электродинамических усилий при протекании токов КЗ. Изоляция обмотки реактора от заземлённых конструкций и от смежных фаз осуществляется при помощи фарфоровых изоляторов (колонок).

На ПС «Чигашево» установлен реактор РБНГ-10-2500-0,14 на номинальный ток 2500 А и с номинальным индуктивным сопротивлением 0,14 ом. Реактор установлен на вводе IICШ-10 кВ.

При периодических осмотрах, а также после КЗ, действию которого был подвержен реактор, проверяют:

- отсутствие повреждений обмотки и токоведущих шин, бетонных стоек, витковой изоляции;

- качество соединений контактных пластин с обмоткой;

- отсутствие нагрева в местах присоединения шин к реактору;

- отсутствие попадания влаги;

Масляный выключатель

Масляные выключатели (МВ) высоковольтные 3-х полюсные предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах 3-х фазного переменного тока частотой 50 гц с номинальными напряжениями 220, 110 и 10 кВ.

Технические характеристики МВ

Комплектное распредустройство КРУ-10 кВ

Комплектное распредустройство КРУ-10 кВ предназначено для приёма и распределения электроэнергии переменного 3-х фазного тока частотой 50 гц. при номинальном напряжении 10 кВ. На ПС «Чигашево» установлены шкафы КРУ-10 кВ следующих типов: К-IIIУ с выключателями ВМП-10к, К-ХI с выключателями МГГ-10 (МВ-10 АТ-1, МВ-10 АТ-2 и СМВ-10), а также К-ХХVI с выключателями

ВМПЭ-10.

Основные технические данные шкафов КРУ К-ХХVI:

- номинальное напряжение, кВ  10;

- номинальный ток сборных шин, А  630;1000;1600;

- номинальный ток отключения и 3-х секундной

термической стойкости, кА 20; 31,5;

- амплитудное значение тока электродинамической

стойкости, кА  52; 81;

- система сборных шин одинарная;

- тип выключателя ВМПЭ-10 со встроенным эл. магнитным приводом

Шкаф КРУ (К-ХХУ1) с выдвижным элементом состоит из корпуса шкафа, сборных шин, релейного шкафа и выдвижного элемента. Корпус шкафа разделён металлическими перегородками, вертикальными и горизонтальной шторками на 3 отсека:

- отсек выдвижного элемента (от других отсеков отделён вертикальными шторками;

- отсек верхних (шинных) разъёмных контактов главной цепи;

- отсек трансформаторов тока и кабельных присоединений;

В отсеке выдвижного элемента кроме самого элемента размещены: приводное устройство заземляющего разъединителя; приводное устройство шторочного механизма; неподвижные контакты заземления выдвижного элемента, которые обеспечивают его заземление на всем пути от контрольного до рабочего положения.

Отделитель типа ОД-220-220/1000

Отделитель предназначен для автоматического отключения повреждённого участка линии после КЗ в период времени между отключением выключателя на питающем конце линии и его повторным включением (в безтоковую паузу), а также для отключения намагничивающих токов АТ и ВДТ.

Отделитель должен обеспечивать ручное включение и автоматическое выключение при следующих погодных условиях:

- при работе на высоте над уровнем моря 1000 м и при температуре окружающего воздуха от +40 до – 40 гр.С.

- при тяжении проводов не более 50 кГ.

- при скорости ветра не более 40 м/сек без гололёда и 15 м/сек при толщине корки льда не более 10 мм.

Отделители выполняются в виде отдельных полюсов (одного ведущего и двух ведомых) горизонтально-поворотного типа.

Отключение отделителя обеспечивается устройством, выполненным в виде двух пружин и установленном на тяге, соединяющей поворотные колонки. Одна пружина работает на всем ходу ножей, а вторая – только на участке хода в контактах. На тяге, со стороны противоположной пружинам, установлен воздушный буфер, предназначенный для смягчения удара подвижных частей отделителя при отключении.

Основные параметры ОД-220 кВ:

- номинальное напряжение - 220 кВ;

- номинальный ток - 1000 А;

- амплитуда предельного сквозного тока короткого замыкания на главных ножах - 80 кА;

- полное время отключения - 0,5 сек;

Управление приводом производится приводом типа ШПОМ. Угол поворота ножей 90…91гр.

Контактное давление проверяется усилием вставленной медной шины, толщиной равной толщине ножа и составляет 16…18 кг.

Осмотр отделителя проводится не реже одного раза в год с опробованием привода.

Кроме привода типа ШПОМ на отделителях и короткозамыкателях могут использоваться приводы типа ПРО-1У1 или ПРК-1У1.

Разъединители 110 – 220 кВ

Разъединители наружной установки типа РНДЗ-1(2)-110(220)-1000(2000)-У1 предназначены для включения и отключения обесточенных участков цепей, находящихся под напряжением.

Основные технические данные:

- номинальное напряжение - 110 (220) кВ;

- номинальный ток  - 1000 (2000) А;

- частота - 50 гц.

- амплитуда предельного сквозного тока КЗ - 81 кА;

- время протекания предельного тока термической устойчивости:

- для главных цепей - 3 сек;

- для ножей заземления - 1 сек;

Управление разъединителями осуществляется ручным приводом типа ПРН-220М. Рукоятка привода заземляющих ножей должна отличаться окраской от рукоятки привода главных ножей. При производстве переключений разъединителем всегда надо помнить, что нельзя производить включение заземляющих ножей при включенных главных ножах и включение главных ножей при включенных заземляющих.

Трансформаторы напряжения

Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартной величины 100 или 100/1,73 В для подключения контрольно-измерительных приборов, обмоток напряжения реле защиты, автоматики и управления.

Типовое обозначение ТН расшифровывается:

- НОМ - однофазный масляный;

- НТМИ - трехфазный, с естественным масляным охлаждением, с обмоткой для контроля изоляции сети;

- НАМИ - аналогично НТМИ, но антирезонансный;

- НКФ - каскадный в фарфоровой покрышке;

- цифры после тире обозначают номинальное напряжение ТН

Технические данные ТН

Трансформаторы тока

Трансформаторы тока (далее ТТ) предназначаются для передачи измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и автоматики. При помощи ТТ первичный ток пропорционально уменьшается до значений, наиболее выгодных для эксплуатации (номинальные значения вторичных токов 1А или 5А). Через них релейные схемы получают информацию о состоянии электрических цепей высокого напряжения. Применение ТТ обеспечивает безопасность для людей, соприкасающихся измерительными приборами и реле, поскольку цепи высшего и низшего напряжений разделены.

Трансформаторы тока имеют замкнутый сердечник и две обмотки: первичную и вторичную (вторичных обмоток может быть до четырех) Первичная обмотка включается последовательно в цепь измеряемого тока, к вторичной обмотке подсодиняются измерительные приборы, исполнительные механизмы.

ТТ типа ТФНД, ТФН на напряжение 35-220кВ имеют кольцевые магнитопроводы из ленточной стали с навитыми на них вторичными обмотками. Первичная обмотка из многожильного провода проходит через отверстие магнитопроводов. Концы ее выведены наверх. Такую конструкцию называют звеньевой или восьмерочной.

Изоляция первичной обмотки, магнитопроводов с вторичными обмотками выполнена из кабельной бумаги. Магнитопровод с обмотками заключен в фарфоровый изолятор, заполненный маслом. Сверху на фарфоровом корпусе устанавливается металлический маслорасширитель, воспринимающий температурные колебания объема масла. Внутренняя полость маслорасширителя сообщается с атмосферой через силикагелевый воздухоосушитель. Верхняя часть стеклянного цилиндра воздухоосушителя заполнена силикагелем –индикатором.

Коробка вторичных выводов закрыта крышкой с паспортными данными ТТ, электрическими схемами и техническими данными вторичных обмоток.

Слив масла и отбор проб масла производится через масловыпускной патрубок.

Несущей опорной конструкцией является цоколь, на котором предусмотрена площадка и болт заземления.

Разрядники

Для ограничения перенапряжений, воздействующих на изоляцию подстанции, установлены разрядники РВМГ, РВС, РВП и ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН).

Основными элементами разрядников являются искровые промежутки и последовательно включенные с ними нелинейные резисторы (вилитовые диски). При увеличении напряжения значение сопротивления уменьшается, что способствует прохождению через разрядник больших импульсных токов при грозовых разрядах или при коммутационных перенапряжениях. Непременным условием работы разрядников является его заземление. После пробоя искрового промежутка импульсом напряжения под действием фазного напряжения через него продолжает протекать ток промышленной частоты (сопровождающий ток), который ограничивается рабочим резистором до значения, при котором дуга самопроизвольно гасится на искровом промежутке разрядника за половину периода в момент перехода синусоиды через нуль.

Ограничители перенапряжений (ОПН) отличаются от вентильных разрядников отсутствием искровых промежутков и материалом нелинейных резисторов. Резисторы ОПН, изготовляемые на основе оксидно-цинковой керамики, ограничивают коммутационные перенапряжения до уровня 1,8 Uф и атмосферные - до уровня 2 -2,4 Uф. После срабатывания аппарата и снижения перенапряжений до фазного напряжения сопровождающий ток, проходящий через резисторы, уменьшается до нескольких миллиампер, что и позволило отказаться от последовательных искровых промежутков. При отсутствии искровых промежутков через резисторы в нормальном режиме проходит небольшой ток проводимости, обусловленный рабочим напряжением сети.

Структура условного обозначения ОПН, разрядников:

О - ограничитель; Р - разрядник;

П - перенапряжения;  В - вентильный;

Н - нелинейный; С - станционный;

И - с искровой приставкой; П - подстанционный;

ПН - повышенной надежности; МГ - магнитным гашением дуги;

У, УХЛ - климатическое исполнение.

Ограничители с искровыми промежутками ограничивают также междуфазные перенапряжения. Ограничители повышенной надежности снабжены предохранительным устройством для сброса давления в случае внутреннего повреждения аппарата.

Техничнские данные разрядников

Дугогасящие реакторы

Одним из наиболее часто встречающихся повреждений в сетях является замыкание на землю токоведущих частей (около 75% всех повреждений). При замыкании на землю одной из фаз в сети с изолированной нейтралью напряжение поврежденной фазы упадёт до 0, а двух других фаз возрастут до линейного напряжения (это видно по вольтметру контроля изоляции, включённого во вторичную обмотку ТН). При этом ток поврежденной фазы будет равен геометрической сумме токов двух других фаз и зависит от длины сети, чем больше протяженность линии, тем больше ток замыкания на землю.

Замыкание фазы на землю в сети с изолированной нейтралью не нарушает работы потребителя, т. к. симметрия линейных напряжений сохраняется. При значительных токах замыкания на землю могут сопровождаться появлением в месте замыкания (повреждения) перемежающей дуги, что может вызвать в свою очередь появление перенапряжения до (2,2-3,2) Uф. При наличии ослабленной изоляции в сети такие перенапряжения могут вызвать пробой изоляции и межфазные КЗ. Кроме того, тепловое ионизирующее воздействие электрической дуги, возникающей при замыкании на землю, создаёт опасность возникновения межфазных КЗ.

Учитывая опасность замыканий на землю в сети с изолированной нейтралью, применяют компенсацию ёмкостного тока замыкания на землю с помощью дугогасящих реакторов при превышении величины ёмкостных токов 15 А. Ток, протекающий по обмотке дугогасящего реактора, возникает в результате воздействия напряжения смещения нейтрали при замыкании на землю. Ток в реакторе носит индуктивный характер и направлен геометрически встречно ёмкостному току замыкания на землю. Таким образом, в месте замыкания на землю происходит компенсация тока, что способствует быстрому погасанию дуги. При таких условиях сети могут работать длительно с замыканием фазы на землю.

Изменение индуктивности ДГК осуществляется путём переключения ответвлений обмотки.

Конденсаторы и заградители ВЧ связи

Для образования ВЧ каналов телемеханики и телефонной связи на ПС «Чигашево – 220» применены конденсаторы связи типа СМР и СМК. При помощи конденсаторов к проводам ЛЭП подключаются ВЧ-посты, передающие и принимающие ВЧ сигналы. Подключение ВЧ-постов производится через фильтры присоединений ФП-4. Утечка токов ВЧ предотвращается заградителями.

Текущие осмотры производятся одновременно с осмотром основного оборудования РУ ПС. Кроме того, при тяжёлых метеоусловиях (гололёд, мокрый снег, сильный порывистый ветер), а также после КЗ производятся внеочередные осмотры.

При осмотре проверяется:

- у конденсаторов – чистоту поверхности фарфоровых корпусов, отсутствие следов просачивания масла через уплотнения фланцев и торцевых крышек, отсутствие трещин в фарфоровых корпусах;

- у заградителей – состояние присоединения заградителей к проводам линий и спуску к линейному разъединителю, целостность жил проводов и надежность механического крепления заградителя и подвесных изоляторов.

6.3 Общие положения по обслуживанию оборудования ПС

6.3.1 Порядок ввода в работу и вывода с работы в ремонт (резерв) оборудования ПС

6.3.1.1 В нормальном режиме работы оборудования ПС все переключения должны выполняться по распоряжению диспетчера, в управлении которого находится оборудование.

6.3.1.2 При явной опасности для жизни людей или сохранности оборудования оперативному персоналу ПС разрешается в соответствии с местными инструкциями самостоятельно выполнять необходимые переключения оборудования, находящегося в оперативном управлении или оперативном введении диспетчера без получения распоряжения или разрешения диспетчера, но с последующим уведомлением его о всех выполненных операциях, как только появится такая возможность. При ликвидации технологических нарушений переключения должны выполняться в том же порядке и последовательности, что и при нормальном режиме работы оборудования ПС. При этом не должны допускаться никакие отступления от правил безопасности. Должна проводиться проверка положений коммутационных аппаратов. На переключения при ликвидации технологических нарушений не требуется составление бланка переключений. Последовательность операций с указанием времени их выполнения записывается в оперативный журнал после устранения аварийной ситуации.

6.3.1.3 Переключения на ПС, требующие строгой последовательности действий оперативного персонала, должны выполняться по бланкам переключений. В бланках переключений должны указываться:

- все операции с коммутационными аппаратами и цепями оперативного тока..

- операции с устройствами РЗА.

- операции по включению и отключению заземляющих ножей, наложению и снятию переносных заземлений.

Также важные поверочные операции:

- проверка отсутствия напряжения перед включением заземляющих ножей (наложением переносного заземления) на токоведущие части.

- проверка состояния колонок разъединителей и отделителей перед операцией включения или отключения и проверка их действительного положения после выполнения операции включения или отключения.

- проверка положения выключателя по механическому указателю и методом прослушивания на предмет наличия или отсутствия разрядов внутри баков масляных выключателей напряжением 35-220 кВ. При этом сигнальные лампы и показания измерительных приборов являются только дополнительными средствами, подтверждающими действительное положение выключателя.

6.3.2 Порядок допуска к осмотру, ремонту и испытаниям оборудования ПС

6.3.2.1 Единоличный осмотр электроустановок (ЭУ) может выполнять работник, имеющий группу не ниже 3, из числа оперативного персонала, находящегося на дежурстве, либо работник из числа административно-технического персонала, имеющий группу 5, для ЭУ напряжением выше 1000 В, и работник, имеющий группу 4, - для ЭУ напряжением до 1000 В и право единоличного осмотра на основании письменного распоряжения руководителя предприятия.

6.3.2.2 Работники не обслуживающие ЭУ, могут допускаться в них в сопровождении персонала, имеющего группу 4, в ЭУ напряжением выше 1000 В, и имеющего группу 3 – в ЭУ до 1000 В, либо работника, имеющего право единоличного осмотра.

Сопровождающий работник должен следить за безопасностью людей, допущенных в ЭУ, и предупреждать их о запрещении приближаться к токоведущим частям.

6.3.2.3 Работы в действующих ЭУ должны проводиться по наряду, распоряжению, по перечню работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации.

6.3.2.4 Не допускается самовольное проведения работ, а также расширение рабочих мест и объема задания, определенных нарядом или распоряжением.

6.3.2.5 Выполнение работ в зоне действия другого наряда должно согласовываться с работником, ведущим работы по ранее выданному наряду (ответственным руководителем работ) или выдавшим наряд на работы в зоне действия другого наряда.

Согласование оформляется до начала выполнения работ записью «Согласовано» на лицевой стороне наряда и подписью работника, согласующего документ.

6.3.2.6 Подготовка рабочего места и допуск бригады к работе могут проводиться только после получения разрешения от оперативного персонала или уполномоченного на это работника.

6.3.2.7 Допускающий перед допуском к работе должен убедиться в выполнении технических мероприятий по подготовке рабочего места путём личного осмотра, по записям в оперативном журнале, по оперативной схеме и по сообщениям оперативного, оперативно-ремонтного персонала.

6.3.2.8 Допуск к работе по нарядам и распоряжениям должен проводиться непосредственно на рабочем месте. Допуск к работе по распоряжению в тех случаях, когда подготовка рабочего места не нужна, проводить на рабочем месте необязательно, а на ВЛ, ВЛС и КЛ – не требуется.

6.3.2.9 Допуск к работе проводится после проверки подготовки рабочего места. При этом допускающий должен проверить соответствие состава бригады составу, указанному в наряде или распоряжении, по именным удостоверениям членов бригады. Доказать бригаде, что напряжение отсутствует, показом установленных заземлений или проверкой отсутствия напряжения, если заземления не видны с рабочего места, а электроустановках напряжением 35 кВ и ниже (где позволяет конструктивное исполнение) – последующим прикосновением рукой к токоведущим частям.

6.3.2.10 Началу работ по наряду или по распоряжению должен предшествовать целевой инструктаж, предусматривающий указания по безопасному выполнению конкретной работы в последовательной цепи от выдающего наряд, отдавшего распоряжение до члена бригады (исполнителя).

Без проведения целевого инструктажа допуск к работе запрещается.

6.3.2.11 Допуск по нарядам, выданным на проведение испытаний и подготовительных работ к ним, должен быть выполнен только после удаления с рабочих мест других бригад, работающих на подлежащем испытанию оборудовании, и сдачи ими нарядов допускающему. В электроустановках, не имеющих местного дежурного персонала, производителю работ разрешается после удаления бригады оставить наряд у себя, оформив перерыв в работе.

6.4 Критерии безопасности эксплуатации ПС

6.4.1 Переключающее устройство РПН АТ и линейных ВДТ включать в работу только при температуре верхних слоёв масла -20 гр.С и выше.

6.4.2 В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка силовых трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения, независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

перегрузка по току в % 30 45 60 75 100 длительность перегрузки, мин 120 80 45 20 10

6.4.3 При нормальной нагрузке температура верхних слоёв масла у тр-ров с охлаждением ДЦ должно быть не выше 75 гр.С. Устройства охлаждения должны автоматически включаться (отключаться) с включением (отключением) тр-ра. Принудительная циркуляция масла должна быть непрерывной независимо от величины нагрузки.

6.4.4 Здания и помещения, ЗРУ не должны иметь мест для попадания животных, птиц и т. д.

6.4.5 Кабельные каналы и наземные лотки ОРУ, ЗРУ должны быть закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов и переходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены несгораемым материалом.

6.4.6 Персонал, обслуживающий ПС, должен располагать схемами и другими данными по допустимым режимам работы оборудования в нормальном и аварийном режимах работы.

6.4.7 Давление в герметических вводах силовых тр-ров должно быть в пределах 0,2-2,8 кгс/см2. Контролировать давление по манометру при каждом осмотре оборудования и фиксировать в журнале не менее трех раз в месяц величину давления и температуру окружающего воздуха.

6.4.8 Наибольшая температура нагрева контактных соединений должна быть 70-90 гр.С.

6.4.9 Уровень масла в МВ, измерительных ТТ, ТН и вводах должен оставаться в пределах шкалы маслоуказателя при максимальной и минимальной температурах окружающего воздуха.

6.4.10 При проведении ремонтных и наладочных работ на МВ 110 и 220 кВ необходимо снимать оперативный ток в цепях управления МВ.