Отчет по практике сети и системы

Площадь электрических сетей, обслуживаемых Илийским РЭС составляет 12300 км2. Средний радиус обслуживания составляет 90 км. Количество физических лиц составляет 54926 ед. Количество юридических лиц составляет 2135 ед.

Перечень оборудования, находящегося на балансе Илийского РЭС:

1. ВЛ-110кВ - 395,48 км
2. ВЛ-35кВ - 309,98 км
3. ВЛ-10кВ - 1603,63 км
4. ВЛ-6кВ - 47,02 км
5. ВЛ-0,4кВ - 963,075 км
6. КЛ-6,10кВ - 139,376 км
7. КЛ-0,4кВ - 53,69 км
8. ПС-220/10/10кВ - 1 шт
9. ПС-220/110/10кВ - 1 шт
10. ПС-110/35/10кВ - 3 шт
11. ПС-110/10кВ - 4 шт
12. ПС-110/6кВ - 7 шт
13. ПС-35/10кВ - 9 шт
14. ПС-35/6кВ - 8 шт
15. ЦРП-6-10кВ - 13 шт
16. КТП- 6, 10/0,4кВ - 777 / 193,363 шт/МВА.

 

 

Талгарский РЭС

Начальник Талгарского РЭС – Кубеев Кайрат Канатович

Адрес: г.Талгар, ул.Рыскулова, 185

Талгарский РЭС существует с ноября 1961 года.

Талгарский РЭС обеспечивает электроэнергией население Талгарского района в количестве 150 тыс. человек, в том числе г.Талгар – 41 тыс. человек, на площади 3700 кв.метров.

В зоне обслуживания Талгарского РЭС находится 11 базовых подстанций:

6 подстанций 35/10 кВ

2 подстанции 110/10 кВ

3 подстанции 110/35 кВ

6 распределительных пунктов  – 10 кВ

Общей суммарной мощностью 117 400 кВА.

Количество обслуживаемых  фидеров 6-10 кВ составляет – 92 шт. общей протяженностью 918, 64 км. Из них:

на деревянных опорах – 15,2 км.

По кабельным сетям 6-10 кВ – 55,61 км., по кабельным сетям – 0,4 кВ – 237,775 км.

По воздушным линиям – 0,4 кВ – 756,44 км, из них:

на деревянных опорах – 15 км.

На обслуживании РЭС находится 512 единиц трансформаторных подстанций суммарной мощностью 135234 кВА.

Для надежного обеспечения  электроэнергией потребителей Талгарским РЭС производятся мероприятия по улучшению состояния электрических сетей:

В 2009 г. была отремонтирована  кровля ТП-10/0,4 кВ в количестве – 21 шт.

Заменены провода ВЛ-0,4 кВ L= 113,6 км.

Заменены провода ВЛ-10 кВ L= 5,6 км. 

 

РЭС по Алматинской области - Карасайский РЭС

Начальник Карасайского РЭС - Малдыбаев Сарсен Дуйсебекович

Адрес: г.Каскелен, ул.Мира, 63

Карасайский РЭС был образован в 1960 году. В настоящее время Карасайский РЭС обслуживает Карасайский район, а именно 1838 юридических абонентов и 44646 физических абонентов.

Основное оборудование:

ПС-110/10 кВ - 3/84000 шт/ква

ПС-110/35/10 кВ - 1/32000 шт/ква

ПС-35/10 кВ - 7/85700 шт/ква

ТП-6-10/0,4 кВ - 587/134577 шт/ква

Силовые трансформаторы 110/35/10 - 2/32000 шт/ква

Силовые трансформаторы 110/11 - 8/72000 шт/ква

Силовые трансформаторы 35/10 - 14/85700 шт/ква

Силовые трансформаторы 10/0,4 кВ - 610/136237 шт/ква

Силовые трансформаторы ТСН-10/0,4 кВ - 26/1046 шт/ква

Выключатели 110 кВ – 3 шт

Выключатели 35 кВ – 26 шт

Выключатели 10 кВ – 224 шт

Выключатели ВН-16 – 231 шт

ОД с КЗ-110 кВ – 8 к-т

РП-6-10 кВ – 7 шт

В с.Бесагаш от ТП-1010 и 1215 ВЛ-0,4 кВ полностью заменены на самонесущие изолированные провода.

Талгарский РЭС обеспечивает электроэнергией 1560 абонентов промышленного сектора и 38 662 абонента бытового сектора (более 150 тысяч жителей). Среднемесячное потребление на одного абонента составляет  

 

РЭС по Алматинской области - Есикский РЭС

Начальник Есикского РЭС - Жантасов Бауржан Русланович

Адрес: г.Есик, ул.Пугачева, 86

Есикский РЭС был образован в 1975 году. В настоящее время Есикский РЭС обслуживает Енбекшиказахский район, а именно 2047 юридических абонентов и 50068 физических абонентов. Площадь обслуживаемого района – 7330 кв.км.

Основное оборудование:

ПС-220/110/35/10 кВ – 1 шт

ПС-110/35/10 кВ – 3 шт

ПС-35/10 кВ – 12 шт

ПС-110/10 кВ – 2 шт

ВЛ-110 кВ – 221,76 км

ВЛ-35 кВ – 341,029 км

ВЛ-10 кВ – 1737,215 км

ВЛ-0,4 кВ – 1862,94 км

КЛ-10 кВ – 22,487 км

КЛ-0,4 кВ – 11,05 км

ТП-10/0,4 кВ – 962/154403 шт/кВа 

 

Шелекский РЭС

Начальник Шелекского РЭС - Абубакиров Абдугани Абдуалиевич

Адрес: с.Шелек, ул.Жибек Жолы, 10

В марте 1974 года Шелекский сетевой участок преобразован в Шелекский РЭС в составе ИПЭС. Шелекский регион электросетей ЕРЭС обслуживает территорию бывшего Шелекского района 6,3 кв. км. Количество физических абонентов 18447. Юридических абонентов 496.

На балансе Шелекского региона Есикского РЭС 361 трансформаторных подстанции 10/0,4 кВ.

ВЛ-10кВ – 888,375 км.

ВЛ-0,4кВ – 820,7 км.

КЛ-10кВ – 1,11 км.

КЛ-0,4кВ – 0,75 км. 

 

Жамбылский РЭС

Начальник Жамбылского РЭС - Беркутов Кайрат Жилкыбекович

Адрес: п.Узунагаш, ул.Байдибек, 29

Жамбылский РЭС был образован в 1971 году. В настоящее время Жамбылский РЭС обслуживает Жамбылский район, а именно 936 юридических абонентов и 24001 физических абонентов.

Основное оборудование:

ВЛ-110 кВ – 157,002 км

ВЛ-35 кВ – 478,43 км

ВЛ-10 кВ – 1490,45 км

ВЛ-0,4 кВ – 803,865 км

КЛ-10 кВ – 18,4 км

КЛ-0,4 кВ – 4,56 км

ПС-35 кВ и выше – 21 шт.

ТП-10/0,4 кВ – 751 шт 

 

Балхашский РЭС

Начальник Балхашского РЭС - Дюсенов Канатбек Рысбекович

Адрес: п. Баканас, ул.Рыскулова, 1

Балхашский РЭС был образован в 1974 году. В настоящее время Балхашский РЭС обслуживает Балхашский район, а именно 470 юридических абонентов и 6202 физических абонентов.

Основное оборудование:

ПС-110/35/10 кВ – 5 шт

ПС-110/10 кВ – 3 шт

ПС-35/10 кВ – 9 шт

КТП-10/0,4 кВ – 295 шт

ВЛ-110 кВ – 384,8 км

ВЛ-35 кВ – 409,59 км

ВЛ-10 кВ – 829,64 км

ВЛ-0,4 кВ – 408,24 км

КЛ-10 кВ – 1,25 км

КЛ-0,4 кВ – 9,97 км 

 

Уйгурский РЭС

Начальник Уйгурского РЭС - Пахирдинов Савирдин Новарович

Адрес: п. Шунжа, ул.Ашима Арзиева, 1

Уйгурский РЭС был образован  в 1967 году. В настоящее время Уйгурский  РЭС обслуживает Уйгурский район, а именно 421 юридических абонентов  и 12762 физических абонентов.

Основное оборудование:

ВЛ-110 кВ – 408,37 км

ВЛ-35 кВ – 251,8 км

ВЛ-10 кВ – 1067,46 км

ВЛ-0,4 кВ – 569,882 км

КЛ-10 кВ – 1,155 км

ПС-110/35/10 кВ – 2/31800 шт/кВА

ПС-35/10 кВ – 9/22200 шт/кВА

ТП-10/0,4 кВ – 310/31058 шт/кВА 

 

Райымбекский РЭС

Начальник Райымбекского РЭС - Жаксыбаев Ибрайим Жылгелдиевич

Адрес: п. Кеген, ул.Валиханова, 1

Райымбекский РЭС был образован в 1998 году. В настоящее время Райымбекский РЭС обслуживает Райымбекский район, а именно 483 юридических абонента и 14123 физических абонента.

Основное оборудование:

ПС-110/35/10 кВ – 4/58900 шт/кВА

ПС-110/10 кВ – 3/7500 шт/кВА

ПС-35/10 кВ – 11/32500 шт/кВА

ПС-35/0,4 кВ – 1/0,1 шт/кВА

ТП-10/0,4 кВ – 900/98319 шт/кВА

ВЛ-110 кВ – 197,04 км

ВЛ-35 кВ – 323,53 км

ВЛ-10 кВ – 1814,99 км

ВЛ-0,4 кВ – 954,48 км

КЛ-10 кВ – 1,1 км

 

 

          2 Профилактические испытания как метод эсплуатационного контроля

 

 Перед запуском в эксплуатацию все виды электрооборудования должны проходить приемо-сдаточные профилактические испытания силами электролаборатории. Это позволяет избежать ряда различных негативных моментов при эксплуатации электрооборудования, которые могли стать следствием некачественно выполненных сборочных работ или брака производственных материалов. Но не стоит забывать, что профилактические испытания являются обязательным требованием для поддержания электрооборудования и электроустановок в исправном рабочем состоянии. Ведь во время эксплуатации возможны различные повреждения элементов оборудования и установок.

Электромагнитные воздействия, скачки тока и напряжения, старения изоляции и множество других факторов делают необходимым проведение проверок электрооборудования для определения  его надежности. С этой целью проводятся профилактические испытания электрооборудования.  За регламент их проведения отвечает технический руководитель Потребителя. Современное высокоточное измерительное  оборудование, а также огромный бесценный  опыт наших работников позволит Вам  избавиться от этого ответственного и трудоемкого процесса.

 

 3 Измерение характеристик изоляции

 

Характеристики изоляции измеряются при температуре изоляции не ниже 10 °С. Для мощных трансформаторов  высших классов напряжения (110 кВ и  выше) обычно измерения делают как  при температуре окружающего  воздуха, так и в нагретом состоянии (60 ± 5 °С). За температуру изоляции принимают  температуру обмотки, определенную по ее сопротивлению постоянному  току непосредственно перед измерениями  характеристик изоляции (не раньше, чем за 1 ч для трансформаторов  мощностью до 1 MB • А, 2 ч — при  мощности до 10 MB • А и 3 ч — при  мощности 10 МВ-А и выше). Измеряются характеристики изоляции каждой из обмоток  относительно всех других обмоток и  заземленных частей (бака и остова), обмоток ВН и СН относительно обмотки  НН и заземленных частей, всех обмоток, соединенных вместе, относительно заземленных  частей.

 Для измерений сопротивлений  изоляции используются мегаомметры  на напряжение не ниже 1000 В  для трансформаторов с высшим  напряжением не более 10 кВ, а  также не более 35 кВ при мощности  до 16 МВ-А, и не ниже 2500 В в  остальных случаях, класса точности  не ниже 2,5. Обычно измеряются  сопротивления через 15 с (R15) и  60 с (R60) после начала приложения  напряжения, и определяется коэффициент  абсорбции, равный R60/ R15 - Перед измерением  обмотки следует заземлить не  менее чем на 2 мин.

 Тангенс угла диэлектрических  потерь и емкость изоляции  измеряются мостами переменного  тока. Для обмоток с испытательным  напряжением 20 кВ и выше измерения  проводят при напряжении не  ниже 10 кВ и не выше 60 % испытательного.

      В остальном методы измерений не отличаются от обычно применяемых в электротехнике.

 

 4 Испытание трансформаторов

          

           Проводятся следующие испытания трансформаторов:

 1) Испытание на маслоплотность.

 Испытание трансформаторов  с пленочной защитой производят  путем создания внутри гибкой  оболочки избыточного давления  воздуха 10 кПа (0,1 кГс/см2). Испытания  остальных трансформаторов производят  избыточным давлением азота 10кПа в надмасленом пространстве расширителя. Температура масла в баке при испытании должна быть не ниже 20°Сдля трансформаторов 220—750 кВ и не ниже 10°С для трансформаторов 110—150 кВ. Длительность испытания не менее 3 часов. Воздухоосушитель на время испытания должен быть отсоединен.Трансформатор считается маслоплотным, если при визуальном осмотре отсутствует течь масла.

 2) Проверка характеристик масла

 В баке масло проверяется  на соответствие требованиям  Объем проверок и требований  к трансформаторному маслу, а  в баке контактора на соответствие  требованиям инструкции на устройства  РПН.

 3) Измерение потерь холостого хода при малом напряжении по схемам, по которым производилось измерение на предприятии-изготовителе, в соответствии с ГОСТ-3484— 77, раздел 5. Значение и частота напряжения должны соответствовать паспортным.

 Измерение потерь холостого  хода производится в начале  всех испытаний и измерений  до подачи на обмотки трансформатора  постоянного тока (измерения сопротивления  обмоток постоянному току, прогрев  обмоток постоянным током, измерения  сопротивления изоляции обмоток).

 Для трехфазных трансформаторов  соотношение потерь не должно  отличаться от паспортных потерь  более чем на 5 %, для однофазных  трансформаторов отличие полученных  потерь от паспортных должны  быть не более 10 %.

 4) Проверка устройств РПН и ПБВ проводится, руководствуясь соответствующей инструкцией.

 5) Проверка коэффициента трансформации выполняется на всех ступенях переключения в соответствии с разделом 2 ГОСТ 3484—87. Измеренные коэффициенты трансформации не должны отличаться более чем на 2% от коэффициентов, рассчитанных по номинальным напряжениям.