Непрерывную регенерацию масла осуществляют путем установки на трансформаторах термосифонных фильтров, заполненных силикагелем. Масло трансформатора, снабженного приспособлением для непрерывной регенерации, периодически проверяют на наличие низкомолекулярных кислот. Появление кислот означает, что адсорбент состарился. В этом случае производят замену силикагеля.

Трансформаторное масло, находящееся в эксплуатации, должно подвергаться анализу и измерению tg д в сроки, указанные в таблице 5.3., и после текущего ремонта трансформаторов.

Таблица 12.1. Рекомендуемая периодичность отбора проб трансформаторного масла.

Место отбора проб	Номинальное напряжение, кВ	Периодичность отбора
Трансформаторы энергоблоков	110 и выше	Не реже 1 раза в год
Трансформаторы	До 220 (включительно)	Не реже 1 раза в 3 года
Выводы маслонаполненные, негерметичные	110-220	В течение первых двух лет эксплуатации 1 раз в год, в дальнейшем 1 раз в 3 года

Масло из трансформаторов мощностью 400 кВА и более, работающих без термосифонных фильтров, должно подвергаться сокращенному анализу не реже 1 раза в год.

Внеочередное взятие пробы масла для анализа должно производиться при появлении признаков внутреннего повреждения трансформатора (выделение газа, внутренние посторонние шумы и др.). из герметизированных трансформаторов пробу масла отбирают в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

Очищать, доливать и регенерировать мало можно на отключенном и работающем трансформаторе.

При понижении электрической прочности (пробивного напряжения) масла и повышения tgд (по сравнению с установленными нормами), обнаружении в нем механических примесей, шлама и влаги масло в трансформаторах напряжением до 110 кВ можно очищать без снятия напряжения с трансформатора, но с принятием мер по предотвращению попадания воздуха в бак трансформатора. Очистку масла под напряжением необходимо проводить в соответствии с «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок электрических станций и подстанций».

Если масло в трансформаторе имеет повышенное значение tg д, то необходимо выяснить причины его изменения и принять меры по восстановлению диэлектрических свойств масла одним из следующих способов:

-заменой силикагеля в адсорбных фильтрах;

-обработкой масла вакуумным сепараторов (если причиной повышенного значения tgд являются растворенные в масле лаки);

-обработкой масла гранулированным сорбентом и с помощью фильтра тонкой очистки или промывкой его конденсатом.

12.2.4 Изоляция трансформаторов и ее эксплуатация

Изоляцию обмоток трансформатора выполняют из кабельной бумаги в несколько слоев. Наличие масла в трансформаторе определяет высокое качество этой изоляции.

Изоляция обмоток трансформатора в процессе эксплуатации теряет свою прочность под действием температуры. При этом, если изоляция не потеряла механической прочности, ее электрическая прочность не изменяется. Когда изоляция становится хрупкой и сухой, она легко разрушается под действием вибрации обмоток в нормальном режиме и при механических усилиях, возникающих при толчках нагрузки и КЗ.

Чем выше температура изоляции при работе трансформатора, тем скорее она теряет механические свойства, т.е. подвергается износу.

При превышении температуры охлаждающей среды над эквивалентной температурой, соответствующей нормальному износу изоляции (ио,с=20єС, Тсл=20 лет), повышенный износ изоляции определяют в соответствии с определенной зависимостью и решают вопрос о допустимости этого износа. Если повышенные износ недопустим, то нагрузка на трансформатор должна быть соответственно уменьшена.

Кроме внешних осмотров состояния трансформатора необходимо при текущих ремонтах контролировать состояние изоляции активной части и трансформаторного масла согласно нормам испытания электрооборудования.

Характеристики изоляции трансформатора должны быть занесены в его паспорт с указанием температур обмоток и масла, при которых производили измерения. К ним относятся сопротивление изоляции обмоток, tgд - тангенс угла диэлектрических потерь, емкости обмоток относительно земли и по отношению друг к другу, относительный прирост емкости при изменении частоты или длительности разряда и характеристики масла, измеренные перед вводом в эксплуатацию, а также в процессе эксплуатации для каждого трансформатора. В качестве исходных данных для определения температуры обмотки используют данные измерения сопротивления обмотки высшего напряжения постоянному току на заводе или при монтаже.

Для предотвращения увлажнения изоляции и ухудшения качества масла в эксплуатации необходимо периодически заменять сорбент в воздухоосушителях, термосифонных и адсорбционных фильтрах, не допуская значительного увлажнения его, поддерживать в исправном состоянии азотную и пленочную защиту масла (при наличии последних).

Основным критерием для суждения о допустимом состоянии изоляции при эксплуатации является сравнение характеристик изоляции и масла, измеренных при эксплуатации, с величинами, измеренными перед включением трансформатора. При резком ухудшении характеристик изоляции в эксплуатации следует выяснить причину, дополнительно измерив характеристики изоляции нагретого трансформатора и подробно испытав масло, включая определение значения tgд в зависимости от температуры.

Трансформаторы, прошедшие ремонт с полной или частичной сменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов измерений.

Сушку изоляции трансформатора высокой температурой производят в вакуумных шкафах и в собственном баке ил в специальных камерах. В эксплуатации сушку производят в собственных баках без масла с применением вакуума и нагрева методом индукционных потерь в стали бака.

Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт, могут быть включены в работу без контрольной подсушки или сушки при соблюдении условий проведения ремонта и времени пребывания активной части на воздухе, а также соответствия изоляционных характеристик масла и обмоток техническим данным.

Контрольную сушку обмоток трансформатора проводят:

-при появлении признаков увлажнения масла или твердой изоляции, установленных осмотром или измерениями на трансформаторах, проходящих капитальный ремонт;

-если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте превышает время, указанное в технических данных для данного трансформатора;

-если характеристики изоляции, измеренные при капитальном ремонте трансформатора, не соответствуют данным, приведенным в технической документации.

12.2.5 Аварийные режимы трансформаторов

Для предупреждения аварий и продления срока службы трансформатора в условиях эксплуатации необходимо следить за нагрузкой трансформатора, температурным режимом, поддерживать хорошее качество масла, а также проводить качественные осмотры и ремонты трансформаторов.

При обнаружении во время осмотра трансформатора неисправностей обслуживающий персонал обязан немедленно принять меры для их устранения, поставить в известность ответственное за эксплуатацию лицо (главного энергетика, начальника цеха и т.д.) и сделать об этом запись в соответствующих журналах.

Неисправностями, которые могут быть причиной вывода трансформатора в ремонт, являются:

-течь масла или недостаточный уровень его в расширителе;

-ненормальный шум и потрескивание внутри трансформатора;

-больше обычного нагрев верхних слоев масла;

-резкое ухудшение качества масла;

-трещина на вводе;

-нарушение работы охладителей или вентиляторов обдува. Течь масла из бака трансформатора приводит в действие газовую защиту и вызывает разрушение обмоток изоляции.

Ненормальный шум внутри трансформатора является следствием ослабления прессовки магнитопровода трансформатора в связи с вибрацией его частей при перемагничивании. Это также может быть результатом повышенного питающего напряжения, которое можно снизить переключением ответвления.

Потрескивание в трансформаторе указывает на перемежающееся замыкание обмотки на корпус или на обрыв заземления магнитопровода.

Повышенный нагрев трансформатора при номинальной нагрузке и нормальных условиях охлаждения может быть следствием внутренних повреждений, таких, как витковой замыкание, «пожар стали» и т.д.

Резкое ухудшение качества масла в трансформаторе может служить причиной пробоя обмоток на корпус. При резком повышении температуры масла необходимо проверить правильность действия термометров путем замера температуры заведомо исправным и проверенным другим термометром, а также выяснить характер работы устройства искусственного маслоохлаждения и состояние вентиляционных камер. Полезно сравнить по записям данную температуру с ранее измеренной при аналогичных нагрузках. Если при исправном состоянии маслоохладительных устройств температура масла будет выше на 10єС и более, то трансформатор должен быть выведен из работы, так как это указывает на наличие внутренних повреждений.

К ненормальным режимам работы трансформаторов относят аварийные перегрузки и работу однофазных трансформаторов по несимметричным нагрузкам.

12.3 Эксплуатация кабельных линий

12.3.1 Рекомендуемые методы определения мест повреждения кабельных линий

Виды и причины повреждений:

С целью выяснения возникающих дефектов и принятия, соответствующих мер к их устранению производятся периодические осмотры линий электропередач монтерским составом и персоналом. Тщательная проверка состояния трассы и всех элементов линии необходимы также для объектов очередного капитального ремонта. Рекомендуются следующие сроки периодических осмотров воздушных линий ремонтными бригадами: линии, расположенные в местах интенсивного строительства, а также линии, повреждения которых может вызвать прекращение подачи электроэнергии потребителями; осматриваются не реже одного раза в месяц. Все остальные линии не реже одного раза в шесть месяцев.

По окончанию осмотра линии монтер делает подробную запись в листок осмотра о всех замеченных дефектах и неисправностях.

Внеочередные осмотры производятся после автоматического отключения линии, в том числе и при ее успешном повторном включении (АПВ), а также при наступлении гололеда и др.

Кроме осмотров линии монтерским персоналом, ее техническое состояние и состояние трассы должно проверяться инженерно-техническим персоналом. Инженерно-технические осмотры производятся не реже одного раза в год.

Для отыскания мест повреждений (обрыв провода, заземление проводов, замыкание между проводами) нашли широкое применение импульсные измерители типа 4КЛ-5 и другие, позволяющие определить на отключенных линиях с достаточной точностью расстояние от повреждения и характер повреждения - обрыв или заземление проводов. Метод применяется в случае устойчивых повреждений, когда линия при автоматическом включении не вводится в работу.

Также широко распространенны фиксирующие приборы, основанные на измерении электрических параметров нулевой последовательности (96%) и лишь 4% на измерение параметров обратной последовательности. Разработаны и внедряются локационные автоматические искатели повреждений. Эти приборы также как и фиксирующие приборы производят измерения в момент возникновения повреждения до отключения воздушной линии. Искатели повреждения подключаются к воздушной линии высокочастотными кабелями и витковыми сопротивлениями 75 или 100 Ом через фильтры присоединения и конденсаторы связи. Действие данных приборов основано на локационном принципе. Прибор производит измерение времени t между моментом посылки в линию зондирующего импульса и моментом прихода импульса и моментом прихода импульса обратно, отраженного от места повреждения. Посылка зондирующего импульса в линию производится автоматически от устройства релейной защиты воздушной линии в момент возникновения повреждения.

12.3.2 Методы определения мест повреждения кабельных линий

Дефекты кабелей, вызывающих повреждения подразделяются:

1). Заводские;

2). Эксплуатационные;

3). Монтажные;

4). Транспортировки и хранения

Виды повреждения кабелей:

1). Однофазное замыкание на землю;

2). Замыкание жил между собой;

3). Разрыв жил;

Методы определения мест повреждений кабельных линий делятся на относительные и абсолютные.

К относительным методам относят следующие:

а). Импульсный метод;

б). Метод петли;

в). Метод емкости;

К абсолютным методам относят:

а). Индукционный метод;

б). Акустический метод;

в). Метод измерений потенциалов;

Практически наиболее распространенными являются методы импульсный, петли и индукционный.

В процессе прокладки и монтажа кабельных линий эксплуатационная организация обязана осуществлять технический надзор за производством работ.

Кабельные линии могут обеспечить надежную и долговечную работу только при условии соблюдения технологии монтажных работ и требований правил технической эксплуатации. Необходимо внимательно следить за состоянием кабельных коллекторов, туннелей и шахт, где скапливается большое количество кабелей; пожары в кабельных туннелях, имевшие место в практике эксплуатации предприятий, приводили к крупному материальному ущербу. Температура воздуха внутри кабельных сооружений не должна превышать температуры наружного воздуха более чем на 10єС.

Кабельная линия может быть принята в эксплуатацию при наличии следующей технической документации:

-проекта линии со всеми согласованиями, перечнем отклонений от проекта и указанием, с кем и когда эти отклонения согласованы;

-исполнительного чертежа трассы, выполненного в масштабе 1:200 или 1:500 в зависимости от развития сети в районе трассы и насыщенности территории коммуникациями. По всей длине трассы линии на исполнительной документации должны быть обозначены координаты трассы и муфт по отношению к существующим капитальным сооружениям или к специально установленным знакам;

-кабельного журнала и контрольно-учетных паспортов на соединительные эпоксидные муфты КЛ напряжением выше 1000 В; при прокладке двух кабелей и более в траншее требуется план их раскладки;

-актов на скрытые работы, в том числе актов и исполнительных чертежей на пересечения и сближения кабелей со всеми подземными коммуникациями, актов на монтаж кабельных муфт и актов на осмотр кабелей, проложенных в траншеях и каналах, перед закрытием;

-актов приемки траншей, каналов, туннелей, блоков коллекторов и т.п. под монтаж кабелей;

-актов о состоянии концевых заделок кабелей на барабанах и в случае необходимости протоколов вскрытия и осмотра образцов (для импортных кабелей вскрытие обязательно);

-протоколов заводских испытаний кабелей, а для маслонаполненных линий также муфт и подпитывающей аппаратуры;

-монтажных чертежей с указанием исполнительных отметок уровней концевых разделок и подпитывающей аппаратуры. Открыто расположенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть -снабжены бирками с обозначениями;

-протоколов осмотров и проверки изоляции кабелей на барабанах перед прокладкой;

-протоколов испытаний КЛ после прокладки;

-протоколов подогрева кабелей на барабане при прокладке при низких температурах;

-актов об осуществлении антикоррозийных мероприятий и защиты от блуждающих токов;

-актов опробования системы сигнализации давления масла;

-протоколов анализов грунтов трассы КЛ по характерным участкам;

-паспорта КЛ, составленного по установленной.

При приемке, в эксплуатацию вновь сооруженной КЛ производятся испытания в соответствии с требованиями ПУЭ.

Эксплуатирующая организация должна вести технический надзор в процессе прокладки и монтажа КЛ всех напряжений, сооружаемых монтажными организациями.

Для каждой кабельной линии при вводе ее в эксплуатацию устанавливаются максимальные токовые нагрузки в соответствии с требованиями ПУЭ. Эти нагрузки определяются по участку трассы с наихудшими тепловыми условиями, если его длина более 10 м. Нагрев не должен превышать температуру, допускаемую по ГОСТ и ТУ.

Температура нагрева кабелей проверяется преимущественно на участках с наихудшим внешним охлаждением в сроки, установленные местными инструкциями.

КЛ напряжением 6-10 кВ, несущие нагрузки меньше номинальных, могут кратковременно перегружаться в пределах, указанных в таблице 4.1.:

Таблица 12.2. Допустимые пределы кратковременных перегрузок кабелей 6-10 кВ

Коэффициент предварительной нагрузки	Вид прокладки	Допустимая кратность перегрузки по отношению к номинальной в течение
		0,5 ч	1 ч	3 ч
0,6	В земле	1,35	1,30	1,15
	В воздухе	1,25	1,15	1,10
	В трубах (в земле)	1,20	1,10	1,00
0,8	В земле	1,20	1,15	1,10
	В воздухе	1,15	1,10	1,05
	В трубах (в земле)	1,10	1,05	1,00

На время ликвидации аварии для КЛ напряжением до 10 кВ включительно допускаются перегрузки в течение 5 суток в пределах, указанных в таблице 12.3.

Таблица 12.3. Аварийные допустимые перегрузки кабелей 6-10 кВ.

Коэффициент предварительной нагрузки	Вид прокладки	Допустимая кратность перегрузки по отношению к номинальной при длительности максимума нагрузки
		1 ч	3 ч	6 ч
0,6	В земле	1,50	1,35	1,25
	В воздухе	1,35	1,25	1,25
	В трубах (в земле)	1,30	1,20	1,15
0,8	В земле	1,35	1,25	1,20
	В воздухе	1,30	1,25	1,20
	В трубах (в земле)	1,20	1,15	1,10

Для КЛ, длительное время (более 15 лет) находящихся в эксплуатации, нагрузки должны быть понижены на 10%. Перегрузка КЛ напряжением 20-35 кВ не допускается.

Пробы масла из маслонаполненных кабелей отбираются перед включением новой линии в работу, через 1 год после включения, затем через 3 года и в последующем 1 раз в 6 лет.

При однофазном замыкании на землю в сетях с изолированной или компенсированной нейтралью необходимо немедленно сообщить об этом дежурному на питающей подстанции или дежурному по сети энергоснабжающей организации и в дальнейшем действовать по его указаниям.

В сетях генераторного напряжения, а также на КЛ напряжением 35 кВ работа в указанном режиме допускается не более 2 часов. В исключительных случаях с разрешения энергоснабжающей организации этот срок может быть увеличен до 6 часов.

Осмотры КЛ напряжением до 35 кВ производятся в следующие сроки:

-трасс кабелей, проложенных в земле, по эстакадам, в туннелях, блоках, каналах, галереях и по стенам зданий - по местным инструкциям, но не реже 1 раза в 3 месяца;

-концевых муфт на линиях напряжением выше 1000 В - 1 раз в 6 месяцев, на линиях напряжением 1000 В и ниже - 1 раз в год; кабельные муфты, расположенные в трансформаторных помещениях, распределительных пунктах и на подстанциях, осматриваются одновременно с другим оборудованием;

-кабельных колодцев - 2 раза в год;

-подводных кабелей - в соответствии с местными инструкциями.

Срок осмотров КЛ инженерно-техническим персоналом устанавливаются с учетом местных условий.

Осмотр коллекторов, шахт и каналов на подстанциях производится по местным инструкциям (с постоянным оперативным обслуживанием должны осматриваться не реже 1 раза в месяц). Сведения об обнаруженных при осмотрах неисправностях должны заноситься в журнал дефектов для последующего с ними. Он в свою очередь дает расписку, подтверждающую получение указанных сведений.

Особое внимание обращается на раскопки, осуществляемые механизированным способом: в зависимости от способа производства работ и средств механизации принимаются необходимые меры защиты кабелей от механических повреждений.

При обнаружении во время разрытия земляной траншеи трубопроводов, неизвестных кабелей или других коммуникаций, не указанных в схеме, необходимо приостановить работы и поставить об этом в известность лицо, ответственное за электрохозяйство, для получения соответствующих указаний. Рыть траншеи и котлованы в местах нахождения кабелей и подземных сооружений следует с особой осторожностью, начиная с глубины 0,4 м - только лопатами. Производство раскопок землеройными машинами на расстоянии менее 1м от кабеля, а также использование отбойных молотков для рыхления грунта над кабелями на глубину более 0,4м при нормальной глубине прокладки кабеля не допускается.

КЛ напряжением 3-35 кВ в процессе эксплуатации должны не реже 1 раза в 3 года подвергаться профилактическим испытаниям повышенным напряжением постоянного тока в соответствии с требованиями норм. Внеочередные испытания проводятся после ремонтных работ на линиях и их автоматического отключения.

КЛ, проложенные в туннелях, коллекторах и зданиях подстанций, не подверженные воздействию коррозии и механическим повреждениям (закрытые трассы) и не имеющие соединительных муфт, а также концевых муфт устаревшей конструкции, установленных на открытом воздухе, испытываются не реже 1 раза в 3 года. Кабели, присоединенные к токоприемникам, испытываются во время капитальных ремонтов последних.

12.4 Эксплуатация электрооборудования подстанций. Эксплуатация распределительных устройств

12.4.1 Эксплуатация распределительных устройств

В помещениях РУ окна должны быть всегда закрыты, а проемы в перегородках между аппаратами, содержащими масло, заделаны. Все отверстия в местах прохождения кабелей уплотняются. Для предотвращения попадания животных и птиц все отверстия и проемы в наружных стенах помещений заделываются или закрываются сетками.

Токоведущие части пускорегулирующих аппаратов и аппаратов защиты должны быть ограждены от случайных прикосновений.

Электрооборудование РУ всех видов и напряжений должно удовлетворять условиям работы как при номинальных режимах, так и при коротких замыканиях, перенапряжениях и перегрузках.

Класс изоляции электрооборудования должен соответствовать номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений - уровню изоляции электрооборудования.

Покрытие полов КРУ должно быть таким, чтобы не происходило образование цементной пыли.

Уборка помещений должна производиться мокрым или вакуумным способом. Помещения должны быть оборудованы приточно - вытяжной вентиляцией с отсосом воздуха снизу. Воздух приточной вентиляции должен проходить через фильтры, предотвращающие попадание в помещение пыли.

Кабельные каналы и наземные кабельные лотки ОРУ и ЗРУ должны быть закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, лотков, с этажей и переходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены огнеупорным материалом.

На всех ключах, кнопках и рукоятках управления должны быть надписи, указывающие операцию, для которой они предназначены (“Включить”, “Отключить”, “Убавить”, “Прибавить” и др.).

Выключатели и их приводы должны иметь указатели отключенного и включенного положений.

Персонал, обслуживающий РУ, должен располагать документацией по допустимым режимам работы в нормальных и аварийных условиях.

Исправность резервных элементов РУ (трансформаторов, выключателей, шин и др.) должна регулярно проверяться включением под напряжение в сроки, установленные местными инструкциями.

Оборудование РУ должно периодически очищаться от пыли и грязи. Сроки очистки устанавливает ответственный за электрохозяйство с учетом местных условий.

Уборку помещений РУ и очистку электрооборудования должен выполнять обученный персонал с соблюдением правил безопасности.

На дверях, лицевых и внутренних КРУ наружной и внутренней установки, сборках, а также на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов должны быть выполнены надписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерское наименование.

В РУ должны находиться переносные заземления, защитные противопожарные и вспомогательные средства (песок, огнетушители), противогазы, респираторы и средства для оказания доврачебной помощи пострадавшим от несчастных случаев.

Осмотр РУ без отключения должен проводиться:

1.На объектах с постоянным дежурством персонала - не реже 1 раза в 3 суток;

2.На объектах без постоянного дежурства персонала - не реже 1 раза в месяц, а в трансформаторных и распределительных пунктах - не реже 1 раза в 6 месяцев.

Обо всех замеченных неисправностях должны быть произведены записи в журнал дефектов и неполадок с оборудованием и, кроме того, информация о них должна быть сообщена ответственному за электрохозяйство.

Замеченные неисправности должны быть устранены в кратчайший срок.

При осмотре РУ особое внимание должно быть обращено на следующее:

3.Состояние помещения, исправность дверей и окон, отсутствие течи в кровле и междуэтажных перекрытиях, наличие и исправность замков;

4.Исправность отопления и вентиляции, освещения и сети заземления;

5.Наличие средств защиты;

6.Уровень и температуру масла и отсутствие течи в аппаратах;

7.Целость пломб у счетчиков;

8.Состояние изоляции (запыленность, наличие трещин, разрядов и т.п.);

9.Работу системы сигнализации;

10.Исправность и правильность показаний указателей положения выключателей;

11.Плотность закрытия шкафов управления;

12.Возможность легкого доступа к коммутационным аппаратам и др.

Средний ремонт РУ должен проводиться в сроки:

13.Масляных выключателей - 1 раз в 6-8 лет при контроле характеристик выключателя с приводом в межремонтный период;

14.Токопроводов - 1 раз в 8 лет;

15.Всех аппаратов - после исчерпания ресурса независимо от продолжительности эксплуатации;

Первый средний ремонт установленного оборудования должен быть проведен в сроки, указанной в технической документации завода - изготовителя.

Средний ремонт остальных аппаратов РУ (трансформаторов тока и напряжения и п.т.) осуществляется также по мере необходимости с учетом результатов профилактических испытаний и осмотров.

Периодичность средних ремонтов может быть изменена исходя из опыта эксплуатации решением ответственного за электрохозяйство.

Текущие ремонты оборудования РУ, а также проверка его действия (опробование) должны проводиться по мере необходимости в сроки, установленные ответственным за электрохозяйство.

Внеочередные ремонты выполняются в случае отказов оборудования, а также после исчерпания коммутационного или механического ресурса.

12.4.2 Эксплуатация выключателей

При эксплуатации выключатели подвергают осмотрам. Осмотр без отключения выключателя производится 1 раз в сутки на подстанциях при наличии дежурного персонала, а также в темное время для выявления разрядов, искрения и т.п. в сроки, установленные местными инструкциями, но не реже 1 раза в месяц, а на подстанциях без дежурного персонала - не реже 1 раза в 6 месяцев.

В процессе эксплуатации выключатели подвергают периодическим плановым осмотрам. После отключения выключателем тока КЗ проводят внеплановые осмотры. Во время осмотров персонал ведет наблюдение за уровнем масла в выключателе, за температурой масла (где это возможно), отсутствием течи и выбросов. Обращают внимание на нагрев и состояние наружных контактных соединений, крепление выключателя и провода, состояние изоляции и заземления, загрязненность и повреждения изоляторов и отдельных узлов выключателя, сцепление тяг привода, соответствие указателей положениям выключателя его действительному положению, состояние вторичных цепей.

Правила технической эксплуатации (ПТЭ) приписывают персоналу наблюдение за температурой масла в выключателях. Это требование обусловлено влиянием температуры на вязкость масла. С ростом температуры вязкость масла уменьшается, и наоборот - снижение температуры приводит к росту вязкости. В соответствии с этим будут изменяться характеристики выключателя, так как вязкость влияет на скорость хода траверсы при отключении, что приводит к увеличению времени отключения выключателя.

Особое значение приобретает контроль за температурой масла в северных районах страны, где отсутствие или неисправность средств подогрева масла может привести к полному отказу выключателя. Поэтому ПТЭ предусматривают установку электроподогрева масляных выключателей при температуре окружающего воздуха ниже -25єС. все шарнирные соединения и подшипники выключателей смазывают низкозамерзающими смазками. По температуре масла можно судить и об исправности контактного узла. Чем хуже контакт, тем большее количество тепла передается маслу и тем больше его температура.

Требования к чистоте масла связано с тем, что с течением времени масло в выключателе меняет свои свойства. Это обусловлено наличием продуктов сгорания масла и подгоранием контактов при переключениях, попаданием пыли и влаги, содержащихся в атмосфере, химическими реакциями в масле и т.п. В малообъемных выключателях масло необходимо лишь для гашения дуги. Роль междуфазной изоляции выполняют фарфор и другие твердые диэлектрики. Однако если масло будет загрязнено, а каналы камеры обуглены, то возможно перекрытие между контактами при отключенном положении выключателя. Если в условиях эксплуатации обнаружено загрязнение масла, то его целесообразно сменить, тем более что в малообъемных выключателях количество масла сравнительно мало (в ВМП-10 4,5 кг). При текущем ремонте, периодичность которого определяется местными условиями, проводят следующие осмотры: осмотр выключателя; очитку от грязи и пыли, осмотр, очистку и проверку привода выключателя, герметизацию и уплотнение пробок, кранов для исключения течи масла; смазку трущихся частей выключателя и привода; окраску при необходимости металлоконструкций и частей выключателя; подтяжку контактный соединений выключателя и ошиновки; проверку заземления и состояния цепей вторичной коммутации.

12.5 Эксплуатация заземляющих устройств

В процессе эксплуатации электроустановок ПТЭ установлены следующие осмотры, проверки и испытания устройств заземления:

1.Не реже одного раза в год - осмотр всех элементов заземляющего устройства. Осмотр элементов заземляющих устройств, находящихся в земле, производится выборочно;

2.Не реже одного раза в год - проверка наличия цепи между контуром заземления и заземленными элементами. При этом не должно быть обрывов или неудовлетворительных контактов в проводниках, соединяющих аппаратуру с контуром заземления;

3.В сроки, устанавливаемые руководителем электрохозяйства цеха, - измерения сопротивления петли “фаза - нуль” в сетях напряжением до 1 (кВ) с глухозаземленной нейтралью. При этом величина сопротивления петли “фаза - нуль” должна быть такой, чтобы при коротком замыкании между двумя фазами возникал ток по величине в 3 раза больше номинального тока плавкой вставки ближайшего предохранителя или 1.5 раза больше номинального тока максимального расцепителя отключающего автомата;

4.Не реже одного раза в три года для подстанций и одного раза в год для цехов - измерение сопротивления заземляющих устройств должна соответствовать требованиям ПУЭ.

13. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

13.1 Определение стоимости полученной от энергосистемы энергии электроэнергии

Себестоимость потребляемой электроэнергии включает стоимость переданной электроэнергии от питающей энергосистемы и издержки по эксплуатации общезаводской части электрохозяйства.

Расчетная численность эксплуатационного и ремонтного персонала:

, (13.1), [20]

где: =7 человек на 6 подстанций

=3 человека

=6 человек на 100 штук.

=10 человек, (13.2), [20]

Списочный состав эксплуатационных рабочих определяем по выражению

, (13.3), [20]

где: =0,9 коэффициент использования рабочего времени

человек.

Список обслуживающего персонала

1-Инженерно-технические работники 1 человека

2-Электромонтер 5-го разряда 3 человека

3-Электромонтер 4-го разряда 2 человека

4-Электромонтер 3-го разряда 4 человека

Итого……...10 человек.

Численность ремонтного персонала

человека (списочное)

13.2 Расчёт заработной платы, затрат на материалы и прочих расходов

Значение численности персонала необходимо для определения затрат на оплату труда и связанных с ними отчислений во внебюджетные фонды, а также расходов на необходимые материалы, запчасти и т.п. Для каждой группы персонала следует выбрать форму и систему оплаты труда. Обычно труд ремонтников оплачивается по сдельно-премиальной системе, а труд эксплутационного и оперативного персонала- по повременно-премиальной. В основе этих традиционных систем лежит оплата труда по тарифу (месячному или часовому), так называемая тарифная часть заработка. Она определяется ступенью оплаты труда (разрядом) и на протяжении длительного времени не меняется. Переменная часть заработка складывается из доплаты и премий. В дипломном проекте может быть использована тарифная сетка и средний разряд, действующие на конкретном предприятии, либо можно охорарактеризовать уровень квалификации персонала в среднем четвёртым разрядом и соответствующим им часовыми тарифными ставками сдельщиков Стс и повременщиков Стп

Годовой фонд оплаты труда состоит из основной и дополнительной заработной платы.

Основная включает:

а) годовой тарифный фонд

для сдельщиков Згодстар =Чрем Стс Тном; (13.4), [20]

для повременщиков Згодстар =(Чэкспл +ЧДЕЖ) СПТ Тном; (13.5), [20]

б) премии

для сдельщиков 40% от Згодстар - премии за выполнение норм выработки;

для повременщиков 25% от Згодстар - премии за безаварийную работу, за экономии электроэнергии;

в) доплаты всем за работу в ночное время - 25% от Згодстар;

г) доплата за работу в праздничные дни (работа примерно 30% рабочих эксплуатационников оплачивается в двойном размере, праздничных дней принять 3% от числа дней в году)

ДЗпразд=0,3 (Чэкспл+ЧДЕЖ) Стп 20,038760; (13.6), [20]

д) учёт районного коэффициента - кр-н Згодстар; (13.7), [20]

Дополнительная заработная палая включает оплату отпусков и времени выполнения государственных обязанностей и составляет 7,5% от основной зарплаты (а+ б+ в+ г+ д), (13.8), [20]

Численность специалистов и руководителей (ИТР) можно рассчитать по принятой типовой структуре и штатам энергоцехов и ОГЭ в соответствии с выбранной категорией энергослужбы или по доле численности рабочих. Расчёт годового фонда оплаты труда целесообразно свести в таблицу.

Дополнительная заработная плата Згодстар=0,075 Зоснзпл; (13.9), [20]

Отчисления на социальные нужды в соответствии с действующими законодательством Зсоцн =Ксоцн (Зоснзпл+Здопзпл). (13.10), [20]

Стоимость необходимых материалов, запасных частей, полуфабрикатов, инструментов для ремонтов

Зреммат=0,2 Згодремтар; (13.11), [20]

для эксплуатационного обслуживания

Зреммат=(0,10,15) Згодэксплтар; (13.12), [20]

где Згодэксплтар и Згодремтар - годовые тарифные фонды зарплаты ремонтных и эксплуатационных рабочих

Прочие расходы, включающие внутрицеховые и общехозяйственные, определяются долей от суммы основной зарплаты

Зпр=0,25(Зоснремзпл+ Зоснэксплзпл), (13.13), [20]

Таблица 13.1. Расчет годового фонда оплаты труда

№	Категория персоонала	Разряд	Численность чел.	Час. Тар. Ставка, руб./час	Мес. Оклад, руб	Годовой Тар. Фонд, руб	Премии, доплаты, руб./год	Итого осн.з.п. руб/год
							прем.	ночн.	праздн.	р.коэф
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Рабочие-ремонт.	4	4	40	6628	318144	127257,6	79536	-	190886,4	715824
2	Рабочие-эксплуат.	4	3	50	8285	298260	74565	74565	23652	178956	649998
3	Дежурный (оперативн.)	4	2	50	8285	198840	49710	49710	15768	119304	433332
4	ИТР	4	1	-	8000	96000	24000	24000	-	57600	201600
	Всего		10			911244	275532,6	227811	39420	546746,4	2000754

13.3 Дополнительная заработная плата

(13.14), [20]

Отчисления на социальные нужды в соответствии с действующим законодательством.

(13.15), [20]

Стоимость необходимых материалов, запасных частей, полуфабрикатов, инструментов для ремонта.

(13.16), [20]

То же, для эксплуатационного обслуживания.

(13.17), [20]

Прочие расходы, включающие внутрицеховые и общехозяйственные:

(13.18), [20]

13.4 Определение годовых амортизационных отчислений

Годовые амортизационные отчисления рассчитываются на основе норм амортизации и стоимости всех элементов системы электроснабжения.

Стоимость элементов системы электроснабжения определена по прайс-листам заводов-изготовителей, прейскурант с учетом переводных коэффициентов в действующие цены.

Результаты расчетов амортизационных отчислений оформлены в таблицу.

№	Наименование элементов схемы электроснабжения	Кол-во, mj, шт.	Стоимость единицы оборудования, руб.	Стоимость единицы оборудования, К,, руб.	Норма аммартизации, па, о.е. %	Годовые амортизационные отчислений, 3год ам, руб.
1	ААБл 3х95	0,14	2964000	414960	8	33196,8
2	ААБл 3х70	0,24	2769000	664560,00	8	53164,8
3	ТМ - 630/6/0.4	4	1638000	6552000	6,4	419328
4	ТМ - 400/6/0.4	8	1521000	12168000	6,4	778752
5	Ячейка с камерой КСО (РП)	7	1543620	10805340	6,4	691541,76
6	Ячейка КРУ ВМПП-6	12	702000	8424000	6,4	539136
7	Итого:			39028860		2515119,36

Таблица 13.2. Расчет амортизационных отчислений

13.5 Смета затрат

Смета годовых затрат по ремонту и эксплуатации электрохозяйства составляется в разрезе экономических элементов в ниже приведенной таблице

Таблица 13.3 Сметы годовых затрат

№	Наименование статей расходов	Значение
		Руб.	%
1	Основная и дополнительная зарплата персонала, в том числе ремонтников	2000754	35,8
2	Отчисления на социальные нужды	559210,74	10,0
3	Стоимость материалов, запчастей и т.п., в том числе ремонтных	63628,8	1,1
4	Амортизационные отчисления	2515119,4	45,0
5	Прочие расходы	449788,5	8,0
	Итого:	5588501,4	100,0

13.6 Определение стоимости полученной от энергосистемы Электроэнергии

Расчеты за полученную электроэнергию проводятся на основе одно- и двухставочных тарифов.

При одноставочном тарифе плата за электроэнергию производится по цене за 1 (кВтч), пропорционально количеству потребленной энергии. По двуноставочному тарифу рассчитываются промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью до 750 (кВА), электрифицированный железнодорожный и городской транспорт, оптовые потребители / перепродавцы /, население, поселки и городки, гаражно-строительные кооперативы и прочие.

По двухставочному тарифу рассчитываются промышленные, сельскохозяйственные, строительные, транспортные предприятия, предприятия торговли, общественного питания, коммунально-бытового хозяйства, непромышленные потребители с присоединенной мощностью 1000 (кВА) и выше.

Расчет за полученную электроэнергию производим по одноставочному тарифу.

Размер платы определяется по формуле:

( 13.19.), [20]

где: b - дополнительная ставка за 1 кВтч потребленной активной Э/Э по показаниям счетчика на стороне первичного напряжения (руб./кВт ч).

Принимаем b = 0.26 (руб./кВтч).

WГ - годовое потребление активной Э/Э, кВтч.

(13.20), [20]

(13.21), [20]

Потери электроэнергии в сети (Принимаем Wг=%),

(13.22), [20]

Производственная себестоимость 1 (кВтч) потребляемой электроэнергии:

; (13.23), [20]

( коп/ кВтч) , (13.24), [20]

Расчет сводной калькуляции затрат за 1 кВт·ч потребляемой электроэнергии

Таблица 13.4 Расчет себе стоимости потребляемой электроэнергии

Показатели и статьи расходов	Единицы измерения	Величина расходов
Количество отпущенной электроэнергии	тыс. кВт·ч	7371000
Основная ставка по тарифу	коп/кВт·ч	26
Плата за отпущенную электроэнергию	тыс. руб.	1916460
Потери электроэнергии в элементах сети	тыс. кВт·ч	221130
Стоимость потерь	коп/кВт·ч	26
Стоимость потерь электроэнергии	тыс. руб.
Годовые эксплутационные расходы	тыс. руб.	7149870
Итого годовых затрат	тыс. руб.
Количество электроэнергии, переданной потребителю	тыс. кВт·ч	515970
Себестоимость потребляемой э/э	коп/кВт·ч

13.7 Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в системе электроснабжения

Одной из основных задач народнохозяйственного значения являются мероприятия по энергоресурсосбережению. Важность этих мероприятий по экономии электроэнергии определяется тем, что затраты по энергосбережению предприятия входят в себестоимость выпускаемой продукции.

Обеспечение наиболее экономичного использования энергетического оборудования путем правильного выбора количеств, мощности и режимов работы трансформаторов.

Автоматизация технических процессов. Централизованное управление и автоматический контроль, а также внедрение систем оптимального регулирования работы различных агрегатов не только повышают культуру эксплуатации, качество продукции, но и способствуют экономичному расходованию электрической энергии на предприятии.

Совершенствование использования электроэнергии во вспомогательных процессах (освещение, отопление, вентиляция).

Переход на лучшее, современное оборудование. Проведение мероприятий организованного направления, ставящих своей задачей достижения экономии путем регулирования графиков нагрузки, организации первичного учета.

14. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Устройство защитного отключения

14.1 Общее положения

Всё более широкое использование электроэнергии во всех областях деятельности человека, неуклонный рост энерговооружённости труда, резко увеличение количества электроприборов в быту и на производстве, естественным образом повлекли за собой повышение опасности поражения человека электрическим током. Электрический ток не имеет каких-либо физических признаков или свойств, по которым человек мог бы ощущать органами чувств, что усугубляет его опасность для человека. Электротравматизм составляет значительную долю в общем числе несчастливых случаев. Специалистам-электрикам и рядовым пользователям известно большое количество случаев гибели или тяжёлого поражения людей от удара электрическим током или возгораний и пожаров, вызванных неисправностям электрооборудования и электропроводок.

Дополнительная защита от электропоражения при прямом прикосновении достигается путём применения устройств защитного отключения.

Устройство защитного отключения является превентивным электрозащитным мероприятием и в сочетании с современными системами заземления (TN-S, TN-C-S) обеспечивает высокий уровень электробезопасности при эксплуатации электроустановок. Устройство защитного отключения, реагирующее на дифференциальный ток, наряду с устройством защиты от сверхтоков, относятся к дополнительным видам защиты человека от поражения при косвенном прикосновении, обеспечиваемой путём автоматического отключения питания. Защита от сверхтока (при применении защитного зануления) обеспечивает защиту человека при косвенном прикосновении путём отключения автоматическими выключателями или предохранителями повреждённого участка цепи при коротком замыкании на корпус. При малых токах замыкания, снижении уровня изоляции, а также при обрыве нулевого защитного проводника зануление недостаточного эффективно, поэтому в этих случаях УЗО является единственными средством защиты человека от электропоражения.

В основе действия защитного отключения, как электрозащитного средства, лежит принцип ограничения (за счёт быстрого отключения) продолжительности протекания тока через тело человека при непреднамеренном прикосновении его к элементам электроустановки, находящимся под напряжением. Из всех известных электрозащитных средств УЗО является единственным, обеспечивающим защиты человека от поражения электрическим током при прямом прикосновении к одной из токоведущих частей. Другим, не менее важным свойством УЗО является его способность осуществлять защиту от возгораний и пожаров, возникших на объектах вследствие возможных повреждений изоляции, неисправностей электропроводки и электрооборудования.

По данным ВНИИПО МВД Р.Ф. более трети всех пожаров происходят по причине возгорания электропроводки в результате нагрева проводников по всей длине, искрения, горения электрической дуги на каком-либо элементе, вызванных токами короткого замыкания.

Короткие замыкания, как правило, развиваются из дефектов изоляции, замыканий на землю, утечек тока на землю. УЗО, реагируя на ток утечки на землю или защитный проводник, заблаговременно, до развития в короткое замыкание, отключает электроустановку от источника питания, предотвращать тем самым недопустимый нагрев проводников, искрение, возникновение дуги и возможные последующее возгорание.

В отдельных случаях энергии, выделяемой в месте повреждения изоляции при протекании токов утечки, достаточно для возникновения очага возгорания и как следствие пожара. По данным различных отечественных и зарубежных источников, локальное возгорание изоляции может быть вызвано довольно незначительной мощностью, выделяемой в месте утечки. В зависимости от материала и срока службы изоляции эта мощность составляет всего 40-60 Вт. Это означает, что современное срабатывание УЗО противопожарного назначения с уставкой 300мА предупредит выделение указанной мощности, и следовательно, не допустит возгорания.

Первое устройство защитного отключения было запатентовано германской фирмой RWE в 1928 г. Впервые принцип токовой дифференциальной защиты, ранее применявшийся для защиты генераторов, линий и трансформаторов, был применён для защиты человека от поражения электрическим током.

В 1937 г. фирма Schutzaapparategesellschaft Paris & CO. Изготовила первое действующее устройство на базе Дифференциального трансформатора и поляризованного реле, имевшее чувствительность 0,01 А и быстродействие 0,1с. В том же году с помощью добровольца-сотрудника фирмы, было проведено испытание УЗО. Эксперимент закончился благополучно, устройство сработало чётко, доброволец испытал лишь слабый удар электрическим током, хотя и отказался от участия в дальнейших опытах.

Все последующие годы, за исключением военных и первых послевоенных, велась интенсивная работа по изучению действия электрического тока на организм человека, разработке электрозащитных средств и в первую очередь - совершенствованию и внедрению УЗО.

В настоящее время сотни миллионов УЗО успешно, о чём свидетельствует официальная статистика, защищают жизнь и имущество граждан Франции, Германии, Австралии и других стран от электропоражений и пожаров.

УЗО давно стало привычным и обязательным элементом любой электроустановки промышленного или социально-бытового назначения. УЗО является обязательным элементом любого распределительного щита, этими устройствами, оборудованными в обязательном порядке все передвижные объекты (жилые домики - прицепы на кемпинговых площадках, торговые фургоны, фургоны общественного питания, малые временные электроустановки наружной установки, например, устраиваемые на площадях на время праздничных гуляний), ангары, гаражи.

Следует отметить, что термин «устройство защитного отключения -УЗО», принятый в отечественной специальной литературе, наиболее точно определяет назначение данного устройства и его отличие от других коммутационных электрических аппаратов - автоматических выключателей, выключателей нагрузки, магнитных пускателей и т.д.

В настоящее время действует международная классификация УЗО, разработанная международной электрической комиссией (МЭК).

Принято общее назначение - RCD - residual current protective device/ Точный перевод - защитное устройство по разностному (дифференциальному) току.

УЗО применяется для комплектации водно-распределительных устройств (ВРУ), распределительных щитов (РЩ), групповых щитков, устанавливаемых в общественных зданиях. Применение УЗО целесообразно и оправдано по социальным и экономическим причинам в электроустановках всех возможных видов и самого различного назначения.

Затраты на установку УЗО несоизмеримо меньше возможного ущерба -гибели и травм людей от поражения электрическим током, возгораний, пожаров и их последствий, произошедших из-за неисправностей электропроводки и электрооборудования. Если учесть, что стоимость одного УЗО не превышает стоимости простого бытового электроприбора, а возможный ущерб исчисляется огромными суммами, то становится совершенно очевидной и не требующей дополнительных доказательств необходимость скорейшего и самого широкого внедрения УЗО нового поколения во всех электроустановках.

14.2 Общая часть

Устройство защитного отключения (УЗО), реагирующие на дифференциальный ток, обладают комплексом защитных функций и в том смысле не имеют аналогов.

УЗО обеспечивают высокую степень защиты людей от поражения электрическим током прямом и косвенном прикосновении, кроме того, УЗО обеспечивают снижение пожарной опасности электроустановок. Следует отметить, что в случае преднамеренного прикосновения к токоведущем частям применения УЗО является единственно возможным способом обеспечения защиты, как и в отказа основных видов защиты.

Устройство защитного отключения, реагирующие на дифференциальный ток 300 мА и ниже, должны отвечать требованиям норм пожарной безопасности (НПБ), утверждаемых ГУГПС МВД России в установленном порядке.

Для защиты от поражения электрическом током УЗО, как правило, должно применятся в отдельных групповых линиях. Допускается присоединение к одному УЗО нескольких групповых линий через отдельные автоматические выключатели.

Суммарная величина тока утечки сети с учётом присоединяемых стационарных и переносных электроприёмников в нормальном режиме данных о точках утечки электроприёмников её следует принимать из расчёта 0,3 Ма на 1А точка нагрузки, а ток утечки сети - из расчёта 10мА на 1метр длины фазного проводника.

При выборе уставки УЗО необходимо учитывать, что в соответствии с ГОСТ Р 50807-94 (МЭК 755-83) «Устройства защитные, управляемые дифференциальным током. Общие требования и методы испытаний» значение отключающего дифференциального тока установки.

Рекомендуется использовать УЗО, при срабатывании которых происходит отключение всех рабочих проводов, в том числе и нулевого, при этом наличие защиты от сверхтока в нулевом полюсе не требуется.

Применяемые типы УЗО функционально должны предусматривать возможность проверки их работоспособности, проверка УЗО для жилых объектов должна проверятся не реже одного раза в три месяца, о чём должна быть запись в инструкции по эксплуатации завода - изготовителя.

14.3 Принцип действия устройства защитного отключения (УЗО)

Функционально УЗО можно определить как быстродействующий защитный выключатель, реагирующий на дифференциальный ток в проводниках, подводящих электроэнергию к защищаемой электроустановке.

Принцип действия УЗО дифференциального типа основан на применении электромагнитного векторного сумматора токов -- дифференциального трансформатора тока.

Сравнение текущих значений двух и более (в четырехполюсных УЗО -- 4-х) токов по амплитуде и фазе наиболее эффективно, т.е. с минимальной погрешностью, осуществляется электромагнитным путем -- с помощью дифференциального трансформатора тока.

Рисунок 14.1 Дифференциальный трансформатор тока

Суммарный магнитный поток в сердечнике -- ФS, пропорциональный разности токов в проводниках, являющихся первичными обмотками трансформатора, iL и iN, наводит во вторичной обмотке трансформатора тока соответствующую эдс, под действием которой в цепи вторичной обмотки протекает ток iDвт, также пропорциональный разности первичных токов.

Следует отметить, что к магнитному сердечнику трансформатора тока электромеханического УЗО предъявляются чрезвычайно высокие требования по качеству -- высокая чувствительность, линейность характеристики намагничивания, температурная и временная стабильность и т. д.

По этой причине для изготовления сердечников трансформаторов тока, применяемых при производстве УЗО, используется специальное высококачественное аморфное (некристаллическое) железо.

Основные функциональные блоки УЗО представлены

Важнейшим функциональным блоком УЗО является дифференциальный трансформатор тока 1.

В абсолютном большинстве УЗО, производимых и эксплуатируемых в настоящее время во всем мире, в качест...