Отчет по практике в ЗАО “Восточно-Казахстанская региональная энергетическая компания”

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения на шинах подстанций. В электрических сетях предусматривается способы регулирования напряжения, одним из которых является изменение коэффициента трансформации трансформаторов. Обмотки трансформаторов снабжаются дополнительными ответвлениями, с помощью которых можно изменять коэффициент трансформации. Переключение ответвлений может происходить без возбуждения (ПБВ), т.е. после отключения всех обмоток от сети или под нагрузкой (РПН). Устройство ПБВ позволяет регулировать напряжение в пределах +5% для чего трансформаторы небольшой мощности кроме основного вывода имеют два ответвления от обмотки высшего напряжения: +5% и –5%. Если трансформатор работал на основном выводе о и необходимо повысить напряжение на вторичной стороне U2, то, отключив трансформатор, производят переключение на ответвление –5% уменьшая тем самым число витков W1. Регулирование под нагрузкой позволяет переключить ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Устройство РПН предусматривает регулирование напряжения в различных пределах в зависимости от мощности и напряжения трансформатора.

Газовая защита устанавливается  на трансформаторах и реакторах  с масляным охлаждением, имеющих  расширители. Действие газовой защиты основано на том, что всякие, даже незначительные, повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании, что имеет место при коротких замыканиях, происходило отключение поврежденного трансформатора. Кроме того, газовая защита действует на сигнал и на отключение или только на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора. Газовая защита является универсальной и наиболее чувствительной защитой трансформаторов от внутренних повреждений. Она реагирует на такие опасные повреждения как замыкания между витками обмоток, на которые не реагируют другие виды защит, из-за недостаточного значения тока при этом виде повреждения.

Нейтралями электроустановок называют общие точки обмотки  генераторов или трансформаторов, соединенные в звезду. Вид связи нейтралей трансформаторов с землей. В значительной степени определяет уровень изоляции электроустановок и выбор коммутационной аппаратуры, значения перенапряжений и способы их ограничения, токи при однофазных замыканиях на землю, условия работы релейной защиты и безопасности. В зависимости от режима нейтрали электрические сети разделяют на четыре группы:          

          1) сети с незаземленными (изолированными) нейтралями;

     2) сети с  резонансно-заземленными (изолированными) нейтралями;

          3) сети с эффективно-заземленными  нейтралями;

          4) сети с глухозаземленными нейтралями.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Порядок включения и отключения  силовых трансформаторов (АТ).

Перед включением трансформатора в сеть из резерва или после ремонта производится осмотр, как самого трансформатора, так и всего включаемого с ним оборудования. При этом проверяются уровень масла в расширители и вводах трансформатора; исправность и пусковое положение оборудования системы охлаждения; правильное положение указателей переключателей напряжения; положение заземляющего разъединителя и состояние разрядников в нейтрали; отключен ли дугогасящий реактор; состояние фарфоровых изоляторов и покрышек вводов, а также шинопроводов и экранированных токопроводов. Если трансформатор находился в ремонте, то обращается внимание на чистоту рабочих мест, отсутствие закороток, защитных заземлений и посторонних предметов на трансформаторе и оборудовании трансформатора. Включение трансформатора в сеть производится толчком на полное напряжение со стороны питания. Включение часто сопровождается сильным броском тока намагничивания. Однако автоматического отключения трансформатора дифференциальной токовой защитой при этом не происходит, так как она отстраивается от тока намагничивания при первом опробовании трансформатора напряжением, что позволяет избежать ложных срабатываний ее при всех последующих включениях. Включение на полную нагрузку разрешается при любой отрицательной температуре воздуха трансформаторов с системами охлаждения Н и Д и не ниже -25⁰С трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц. Если температура воздуха, а следовательно, и масла в трансформаторе окажется ниже указанной, ее поднимают включением трансформатора на холостой ход или под нагрузку не более 50% номинальной. Повышение вязкости масла в зимнее время учитывается при включении в работу не только самого трансформатора, но и его охлаждающих устройств. Циркуляционные насосы серии ЭЦТ надежно работают пи температуре перекачиваемого масла не ниже -25⁰С, а серии ЭЦТЭ – не ниже –20⁰С. Поэтому при включении трансформаторов в работу циркуляционные насосы систем охлаждения включаются лишь после предварительного нагрева масла до указанных значений температур. Во всех остальных случаях насосы принудительной циркуляции масла должны автоматически включаться в работу одновременно с включением трансформатора в сеть. Вентиляторы охладителей при низких температурах масла должны включаться в работу, когда температура масла достигает 45⁰С.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

          

 

 

5. Система измерений на электростанциях  и подстанциях и РЗ автотрансформаторов.

Контроль за режимом  работы основного вспомогательного оборудования на электростанциях и  подстанциях осуществляется с помощью  контрольно-измерительных приборов. В зависимости от характера объекта и структуры его управления объем контроля, и место установки контрольно-измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут устанавливаться на главном щите управления и центральном щите на электростанциях с блоками генератор-трансформатор и на местных щитах. Наибольшее количество измерительных приборов необходимо в цепи мощных генераторов, где осуществляется контроль за нагрузкой во всех фазах, за активной и реактивной мощностью, ведется учет выработанной электроэнергии, а также контролируются ток и напряжение в цепи ротора и в цепи возбудителя. Кроме показывающих приборов устанавливаются регистрирующие приборы; ваттметры в цепи статора генератора для контроля за активной мощностью, амперметры и вольтметры. Кроме того, в цепи каждого генератора предусматриваются датчики активной и реактивной мощности, которые передают значение измеряемого параметра к суммирующим ваттметру и варметру на центральный и главный щиты управления, к устройствам телемеханики. Также на подстанциях устанавливаются осциллографы, записывающие фазные напряжения трех фаз, токи трех фаз, напряжение нулевой последовательности и т.д. На линиях высокого напряжения устанавливаются приборы, фиксирующие параметры, необходимые для определения места повреждения (ФНП). Если объект, в цепях которого необходимо контролировать ток, мощность или другие величины, находятся далеко от щита управления, то сопротивление проводов от приборов до измерительных трансформаторов будет настолько большим, что погрешность измерения возрастет до недопустимого значения. В этом случае используются измерительные преобразователи токи, активной и реактивной мощности. Измерительный преобразователь включается в цепь измеряемого параметра через трансформаторы тока и напряжения, а на выходе он дает постоянный ток, который линейно зависит от измеряемого параметра. Приборы синхронизации устанавливаются при возможности синхронизации. Применение измерительных преобразователей дает следующие преимущества перед традиционным подключением измерительных приборов непосредственно к трансформаторам тока и напряжения: уменьшается нагрузка трансформаторов тока и напряжения; создается возможность непрерывного ввода информации в ЭВМ; уменьшается сечение контрольных кабелей; легко осуществляется измерение по вызову; для всех измерений применяется простейший прибор – миллиамперметр.

Для защиты автотрансформаторов, при их повреждении и сигнализации, о нарушении нормальных режимов  работы применяются следующие типы защит: дифференциальная – для защиты при повреждениях обмоток, вводов и ошиновки; токовая отсечка мгновенного действия – для защиты автотрансформатора при повреждениях ошиновки, вводов и части обмотки со стороны источника питания; газовая – от внутренних повреждений. В обмотках автотрансформаторов могут возникать КЗ между фазами, одной или двух фаз на землю, между витками одной фазы и замыкания между обмотками разных напряжений.

 

 

 

 

 

6. Перечень установленного оборудования на ПС 35/10 кВ №32 п.Меновное.

диспетчерское наименование

Л-7

Л-5

Л-1

Ввод Т-1

ТСН-1

Л-14

ТН-10-I

СВ-10

ТН-10-II

Л-4

Л-15

Ввод Т-1

Л-6

ТСН-2

направление ЛЭП

Профилакторий

КНС-31

Левый берег,ТОО Эскор,промзона

ТМ-25кВА 10/0,4кВ ПКТ-10

база ЛБ РЭС

НТМИ-10 РВП-10 ПКН-001-10У3

НТМИ-10 РВП-10 ПКН-001-10У3

Левый берег,Ука  РЭЧ,промзона

п.Меновное,с/о, в/часть

КНС-31

ТМ-40 кВА 10/0,4 кВ ПКТ-10

Наименование  ЛЭП с которой кольцуется

с Л-6 ПС32

с Л-4 ПС32

с Л-15 ПС Левоб.

с Л-1 ПС 32

Л-15 РП-Акимовка Л-611 ПС-26

с Л-5 ПС32

ТТ

100/5

100/5

150/5

300/5

150/5

200/5

200/5

150/5

300/5

100/5

 

 

Силовые трансформаторы

РЭС

ПС

Uном, кВ

Дисп.наим.оборуд.

Тип трансформатора

Секция шин ( 1 или 2,3 и т.д.)

Sном, кВА

Заводской номер

Завод-изготовитель

Год изготовления

Год ввода  в эксплуатацию

Инвентарный номер

Первоначальная стоимость, тг

Uном ВН,кВ

Uном НН,кВ

Iном. ВН, А

Iном НН, А

Iхх, %

Pхх,кВт

Pкз,кВт

Uкз ВH,%

Cхема и группа  соединений

Состояние нейтрали

Тип РПН, привода

Тип ТЭН привода  РПН

Тип и состояние  АРКТ

Способ регулирования  напряжения

Тип ввода ВН

Тип ввода НН

Тип газового реле

Тип струйного реле

Тип двигателя РПН

Тип встроенных ТТ ВН

Коэффициент трансформации

Масса полная, кг

Масса масла, кг

Масса выемной части, кг

Масса транспорная, кг

Левобережный

пс    №32

35/10

Т-1

ТМ-4000/35/10

1

4000

2861

БЗСТ

1987

1980

18022

5 101 825,00

35

10

66

220

3,5

6,9

23,5

8,39

Ун/Д-11

изолирован

РНТА-35/320У-1

ТЭН-200Д16/1,6С220

АРТ-1Н в работе

АВТ

ИПТ35/630Б УХЛТ1 черт.2ИВ.813.014

ИПТ-6-10/630А УХЛТ1ЧЕР 2ИВ8

ВF80/Q ГДР

URF-25/10

АОЛ-22-4Н

ТВ-35.20У2

30

16300

5280

7240

14900

Левобережный

Т-2

ТМ-4000/35/10

2

4000

1117

БЗСТ

1979

1981

18023

5 101 825,00

35

11

66

220

3,5

6,7

23,5

8,39

Ун/Д-11

изолирован

РНТА-35/320У-1

ТЭН-200Д16/1,6С220

АРТ-1Н в работе

АВТ

ИПТ35/630Б УХЛТ1 черт.2ИВ.813.014

ИПТ-6-10/630А УХЛТ1ЧЕР 2ИВ8

ВF80/Q ГДР

URF-25/10

АОЛ-22-4Н

ТВ-35.20У2

30

13090

4100

5540

13090

ТСН,ТСР Трансформаторы собственных  нужд

РЭС	ПС	Uном, кВ	Дисп.наим.ТСН, ТСР	Тип трансформатора	Sном, кВА	Uном ВН,кВ
Левобережный	пс    №32	35/10	ТСН-1	ТМ	25	10
			ТСН-2	ТМ	40	10

Предохранители

РЭС	ПС	Uном, кВ	Секция шин	Дисп.наим.предохранителя	Тип предохранителя	Iном плавкой  вставки	Тип патрона	Инвентарный номер	Дата последнего ТР ( ТО)
Левобережный	пс №32	35/10	1	ПК-ТН-10-1	ПКТ-101-7,2-10-20У3	5	ПТ 1.1-10-8-20У3	18035	2006
			2	ПК-ТН-10-2	ПКТ-101-7,2-10-20У3	5	ПТ 1.1-10-8-20У3	18035	2006
			1	ПК-10-ТСН-1	ПКТ-101-7,2-10-20У3	10	ПТ 1.1-10-8-20У3	18035	2006
			2	ПК-10-ТСН-2	ПКТ-101-7,2-10-20У3	10	ПТ 1.1-10-8-20У3	18035	2006

Трансформаторы напряжения

РЭС	ПС	Uном, кВ	Секция шин	Дисп. наименование ТН	Тип трансформатора напряжения	Количество трансформаторов	Класс точности	Номинальная мощность основной обмотки, ВА	Номинальная мощность доп. Обмотки, ВА	Вес, кг	Год ввода  в эксплуатацию	Инвентарный номер	Дата последнего КР	Дата последнего ТР ( ТО)
Левобережный	пс №32	35/10		ТН-359	НОМ-35	3	0,5	150		10	1969	18021	2008	2007
				ТН-63	НОМ-35	3	0,5	150		10	1969	18021	2008	2007
			1	ТН-10-1	НТМИ-10-66У3-1	1	0,5	120	300	80	1969	18021	2008	2007
			2	ТН-10-2	НТМИ-10-66У3-1	1	0,5	120	300	80	1969	18021	2008	2007