Рис. 4.12. Допустимая кратность перегрузки стационарных ТП (трансформаторов).
При использовании данных табл. 4.69 расчетную скорость ветра υ = 2 м/с следует принимать для районов, где скорость ветра при гололеде составляет до 15 м/с, и υ = 4 м/с для районов, где скорость ветра при гололеде превышает 15 м/с.
Длительность плавки гололеда зависит от размеров и плотности гололеда, его формы, тока плавки, скорости ветра и температуры воздуха. Время плавки гололеда и изморози определяется по соответствующим графикам, приведенным в «Руководящих указаниях по плавке гололеда на ВЛ до 20 кВ, проходящих в сельской местности». Плавка гололеда на отдельных участках сети не должна продолжаться более 1 ч.
Все элементы, входящие в электрическую схему плавки, должны быть рассчитаны на токи плавки с учетом допустимых перегрузок. Элементы оборудования, перегрузка которых превышает допустимую, должны быть заменены или зашунтированы на период плавки. Допустимая кратность перегрузок силовых трансформаторов на подстанции определяется в зависимости от предшествовавшего плавке режима нагрузки и времени плавки (рис. 4.12). Для коммутационных аппаратов (выключателей и разъединителей) в режиме плавки допускается нагрузка, превышающая номинальный ток в 1,5 раза.
Уставка тока срабатывания защиты ВЛ, на которой проводится плавка гололеда, должна превышать ток плавки на 20%.
Контроль за окончанием процесса плавки может осуществляться по времени плавки или визуально. Визуальное наблюдение за состоянием оплавления гололеда должно проводиться на участках ВЛ с наибольшими размерами отложений.
Техническое обслуживание ТП и РП. При техническом обслуживании проводят осмотры ТП и РП плановые по графику и внеочередные после отключения короткого замыкания. В процессе осмотров ТП и РП эксплуатационным персоналом электрических сетей или ОВБ проверяют: характер гудения трансформаторов и отсутствие посторонних звуков (разрядов, потрескивания), отсутствие течи масла, уровень масла и целость масломерного стекла, температуру масла в трансформаторах (при наличии термометров в закрытых ТП), состояние проходных изоляторов и контактов, состояние адсорбента (силикагеля); состояние разъединителей и предохранителей трансформаторов; в РУ 6-20 кВ закрытых ТП и РП - наличие схемы и соответствие ее действительности; состояние контактов (по наружному виду); отсутствие течи масла из выключателей, уровень масла и целость стекол масломерных указателей; состояние изоляторов (отсутствие трещин, сколов, оплавлений); состояние концевых заделок кабелей (отсутствие течи массы, трещин, целость фарфоровых втулок); отсутствие характерных звуков поверхностных разрядов при загрязнении и увлажнении изоляторов и кабельных заделок; состояние окраски шин, оборудования и панелей ячеек РУ; состояние контура защитного заземления; исправность патронов предохранителей; исправность и состояния сигнальных указателей срабатывания устройств релейной защиты и автоматики, положение переключателей ввода и вывода из работы автоматики (АПВ, АВР); исправность осветительной проводки и наличие освещения во всех помещениях закрытых ТП и РП; исправность устройств телемеханики и связи; показания измерительных приборов, контролирующих нагрузку и напряжение; наличие и состояние защитных средств, даты их испытаний; наличие предупредительных плакатов, нумерации и надписей; исправность дверей и запоров, состояние крыши, потолка, стен, пола закрытых ТП и РП, а также строительной части МТП и КТП; исправность вентиляции, состояние вентиляционных решеток; состояние подходов, подъездов и трасс кабельных линий [4.19].
Аварийные очаги, повреждения и неисправности угрожающего характера должны устраняться в кратчайшие сроки. Остальные дефекты заносят в журнал дефектов.
Замена и обновление предупредительных плакатов, нумерации и надписей в ТП, РП и СП выполняют по мере необходимости и совмещают с выполнением текущих или капитальных ремонтов строительной части, оборудования РУ и трансформаторов.
Измерения токов нагрузки и напряжений на трансформаторах и отдельных линиях в РП выполняют в периоды максимальных нагрузок персоналом по эксплуатации участка сети или ОВБ. На сборках и щитах до 1 кВ напряжение и токи нагрузки измеряются с помощью стационарных приборов или переносных вольтметров, специальных токоизмерительных клещей. На оборудовании напряжением выше 1 кВ токи нагрузки и напряжения измеряют только с помощью стационарных приборов, присоединенных через измерительные трансформаторы. Измерения напряжения и токов нагрузки переносными приборами производят 2 чел. При измерении напряжения вольтметром необходимо, чтобы предел шкалы в 1,5 - 2 раза превышал ожидаемое значение измеряемой величины. Вольтметром измеряют все линейные и фазные напряжения. В случае измерения токов нагрузки токоизмерительными клещами необходимо, чтобы предел шкалы амперметра превышал ожидаемое значение тока. Клещами охватывают провода или шины таким образом, чтобы ярмо и губки клещей не касались проводов, шин или разных фаз. Губки при измерении должны быть плотно соединены. Ток нагрузки измеряют на всех фазах и нулевом проводе.
По результатам измерений определяют загрузку трансформаторов и в соответствии с инструкцией по их эксплуатации намечают мероприятия по замене трансформаторов, имеющих недопустимую перегрузку, а также по устранению неравномерности нагрузки отдельных фаз.
По результатам замеров напряжений на трансформаторах и в сети до 1 кВ на удаленных вводах при недопустимых отклонениях напряжения принимают меры по переключению ответвлений на трансформаторах, реконструкции сети или применению специальных средств для регулирования напряжения [4.18]. При этом необходимо руководствоваться инструкцией по применению изменения № 1 к п. 2.3 ГОСТ 13109-67*.
Допустимые отклонения напряжения в соответствии с указанной инструкцией и изменением № 2 к ГОСТ 13109 - 67* приведены в табл. 4.70.
Таблица 4.70. Допустимые отклонения напряжения для потребителей в сельской местности.
Наименование потребителей | Отклонения напряжения | |
в нормальном режиме | в аварийных режимах и при ППР | |
Животноводческие комплексы и птицефабрики | От -5 до +5% | Допускается дополнительное понижение напряжения на 5 % при длительности не более суток |
Другие потребители в сельской местности | От -7,5 до +7,5% |
Доливка масла в трансформаторы и масляные выключатели осуществляется по мере необходимости. При этом заливаемое масло должно удовлетворять требованиям ПТЭ и Нормам испытания электрооборудования. Предельно допустимые значения показателей качества трансформаторного масла приведены в табл. 4.71.
Измерение сопротивлении заземления оборудования ТП, РП и СП должно проводиться не реже 1 раза в 10 лет.
Сопротивление заземляющих устройств должно быть: не более 4 Ом при мощности источника питания (ТП 6 - 20/0,4 кВ) более 100 кВ•А; 10 Ом при мощности источника питания (РП и СП) до 100 кВ•А.
Проверка и замена предохранителей в установках до 1 кВ производится по мере необходимости - при увеличении нагрузки на линии или при частых срабатываниях предохранителей. Для правильного выбора номинального тока предохранителя необходимо замерить ток нагрузки на присоединении и сопротивление петли фаза-нуль.
Опробование устройств автоматики и взаимодействия коммутационных аппаратов (масляных или вакуумных выключателей, выключателей нагрузки и других) выполняется в сроки согласно действующим положениям и инструкциям персоналом местной службы релейной защиты, автоматики и измерения или электролаборатории.
Таблица 4.71. Предельно допустимые значения показателей качества трансформаторного масла.
Показатель качества масла | Значение показателей масла | ||||||||
свежего сухого перед заливкой в оборудование | Непосредственно после заливки в оборудование | эксплуатационного всех марок | |||||||
ГОСТ 982-80* (ТКп) | ГОСТ 10121-76* | ТУ 38-101-282-75 (адсорбционной очистки) | ГОСТ 982-80* (ТКп) | ГОСТ 10121-76* | ТУ 38-101-282-75 (адсорбционной очистки) | ||||
1 категория качества | с Государственным знаком качества | 1 категория качества | с Государственным знаком качества | ||||||
Наименьшее пробивное напряжение, кВ, для трансформаторов и аппаратов на напряжение: | |||||||||
до 15 кВ включительно | 30 | 30 | 30 | 30 | 25 | 25 | 25 | 25 | 20 |
выше 15 кВ до 35 кВ включительно | 35 | 35 | 35 | 35 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 |
Содержание механических примесей | Отсутствие(определение визуальное) | ||||||||
Содержание взвешенного угля (определяется только для масляных выключателей) | - | - | - | - | - | - | - | - | не более одного балла |
Кислотное число, мгКОН на 1 г масла не более. | 0,02 | 0,02 | 0,02 | 0,02 | 0,02 | 0,02 | 0,02 | 0,02 | 0,25 |
Содержание водорастворимых кислот и щелочей для трансформаторов мощностью: | |||||||||
более 630 кВ•А | Отсутствие | 0,014 мгКОН | |||||||
до 630 кВ•А | Отсутствие | - | - | - | - | не определяется | |||
Температура, вспышки, 0С, не ниже | 135 | 150 | 150 | 135 | 135 | 150 | 150 | 135 | снижается не более 5 0С по сравнению с предыдущим анализом |
Ремонт ВЛ 0,38-20 кВ. При ремонте деревянных опор на ВЛ 0,38-20 кВ наиболее часто выполняются следующие виды работ: замена стойки при сохранении имеющейся железобетонной приставки; установка железобетонной или деревянной приставки к деревянной опоре; установка деревянной опоры с железобетонной приставкой вместо дефектной опоры; замена подкосов на концевых и угловых опорах без приставок и с приставками; замена деревянных траверс и подтраверсных брусьев одностоечных и А-образных опор; замена А-образной опоры без замены и с заменой железобетонных приставок.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 |
Основные порталы (построено редакторами)