Проект закритої трансформаторної підстанції

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Аналітична частина

1.1 Характеристика об'єкту проектування

Підприємство ДТЕК (районні електромережі) в м. Нікополь забезпечує постачання підприємствам, населенню міста та районам електроживлення. На території підприємства знаходиться підстанція (ПС) НГ-35 35 ч 10 / 6 кВ. Ця ПС забезпечує безперебійним живленням трансформаторні підстанції (ТП) напругою 10 ч 6 / 0,4 кВ, які знаходяться на території міста. Метою дипломного проекту є модернізація однієї з цих ТП, а саме закрита трансформаторна підстанція (ЗТП) ЗТП-129 напругою 6 / 0,4 кВ.

Кожна підстанція має розподільні пристрої (РП), що містять комутаційні апарати, пристрої захисту та автоматики, вимірювальні прилади, збірні і з'єднувальні шини, допоміжні пристрої [2].

За конструктивним виконанням РП ділять на відкриті і закриті. Вони можуть бути комплектними (зібрані на підприємстві-виробнику) або збірними (зібрані частково або повністю на місці застосування). Розглянемо найбільш поширені на підстанціях промислових підприємств комплектні РП.

Відкритий розподільний пристрій (ВРП) - розподільний пристрій, все або основне обладнання якого розташоване на відкритому повітрі; закритий розподільний пристрій (ЗРП) - пристрій, обладнання якого розташоване в будівлі. Комплектний розподільний пристрій (КРП) - розподільний пристрій, що складається з шаф, закритих повністю або частково, або блоків з вбудованими в них апаратами, пристроями захисту і автоматики, вимірювальними приладами та допоміжними пристроями, що поставляється в зібраному або повністю підготовленому для збирання вигляді і призначений для внутрішньої установки.

Комплектна трансформаторна підстанція (КТП) - підстанція, що складається з трансформаторів і блоків КРП або КРПЗ, що поставляються в зібраному або повністю підготовленому для збирання вигляді.

Розподільний комутаційний пункт (РП) - розподільний пристрій, призначений для прийому і розподілу електроенергії на одній напрузі без перетворення і трансформації.

Камера - приміщення, призначене для установки апаратів і шин. Закрита камера закрита з усіх боків і має суцільні (не сітчасті) двері; огороджена камера має отвори, захищені повністю або частково не суцільними (сітчастими або змішаними) огорожами.

Кожна підстанція має три основних вузла: РП вищої напруги, трансформатор, РП нижчої напруги. Призначення і класифікація підстанцій. Підстанцією називається електроустановка, що складається з трансформаторів, або інших перетворювачів енергії, розподільних пристроїв напругою до 1000 В і вище, що служить для перетворення і розподілу електроенергії. Залежно від призначення підстанції виконують трансформаторними (ТП) і перетворювальними (ПП) - випрямними.

Трансформаторні підстанції є основною ланкою системи електропостачання. Залежно від значення в енергосистемі, призначення, значення первинної і вторинної напруг їх можна поділити на районні підстанції, підстанції промислових підприємств, тягові підстанції, підстанції міської електричної мережі та інші.

Районні та вузлові підстанції живляться від районних (основних) мереж енергетичної системи і призначені для електропостачання великих районів, в яких знаходяться промислові, міські, сільськогосподарські та інші споживачі електроенергії. Первинні напруги районних підстанцій становлять 750, 330, 220, 150 і 110 кВ, а вторинні - 220, 150, 110, 35, 20, 10 або 6 кВ.

КРП напругою вище 1000 В. КРП, що виконані на напругу до 10 кВ і струми до 3000 А, широко поширені на промислових і міських підстанціях, головних РП електростанцій середньої і малої потужності, РП власних потреб потужних електростанцій. КРП різних конструкцій виготовляють на підприємствах електропромисловості і електромонтажних організацій у вигляді камер КСО (камера стаціонарна, одностороннього обслуговування), або шаф типу КРП.

Камери і шафи КРП виготовляють різних серій з різними схемами первинних і вторинних ланцюгів. Наявність шаф з різними схемами первинних ланцюгів дозволяє комплектувати їх згідно з прийнятою схемою електричних з'єднань установки. Розглянемо конструктивні особливості камер КСО і шаф КРП.

Камери КСО-272 на напругу 6 ч 10 кВ одностороннього обслуговування, з однією системою збірних шин є модернізація камер КСО-266 і застосовуються в РП промислових підприємств. Камери вводів і ліній, що відходять, розраховані на струм 100, 400, 630 А. Вони комплектуються вимикачами типу ВМГ-10, ВЕМ-10Е з приводами ПП-67 і ПЕ-11. У камерах КСО-272 можна замість вимикачів встановлювати вимикачі навантаження ВНП-16 і ВНП-17 з заземлюючими ножами, які виключають при експлуатації помилкові операції.

Камери КСО-272 можуть бути укомплектовані вимикачами навантаження, трансформаторами напруги, малопотужними трансформаторами власних потреб, розрядниками та іншим. Це дає можливість уніфікації всього РП, а в разі необхідності при великій кількості ліній, які відходять - змішаного компонування камерами серій КСО-272 и КСО-366.

Камери КСО-366 одностороннього обслуговування, з однією системою збірних шин є модернізацією камер КСО-3. Їх застосовують в РП промислових підприємств з потужністю відключення до 200 МВ·А.

Камери вводів розраховані на струм 200, 400 і 600 А. Вони комплектуються роз'єднувачами РВЗ-10 і вимикачами навантаження ВНП-16, ВНП-17 з приводами типу ПР-17, ПРА-17. Якщо на вводі необхідно мати вимикачі, то в торці камери КСО-366 можна встановити камеру КСО-272 з вимикачем ВМГ-10. Корпус камер, що складаються з листової сталі товщиною 2,5 ч 3 мм, являє собою жорстку зварну конструкцію.

Всю апаратуру первинної комутації розміщують в межах камери; збірні шини - поза камерою. Вимикачі встановлюють у відсіку, окремому від збірних шин і шинних роз'єднувачів; від кабельних приєднань вимикачі відділені горизонтальними перегородками з листової сталі. Приводи комутаційних апаратів, елементи блокування, прилади захисту, вимірювання та сигналізації розміщують у лівій частині фасаду камери. У правій частині фасаду передбачають отвір з сітчастими дверима.

Комплектні трансформаторні підстанції (КТП). Їх поставляють заводи-виробники в повністю зібраному вигляді, підготовленими для монтажу на місці установки. Вони використовуються в постійних і в тимчасових електроустановках промислових підприємств, тому що транспортабельні і прості для монтажу і демонтажу. Комплектні трансформаторні підстанції виготовляються для внутрішньої (КТПВ) і зовнішньої (КТПЗ) установки; вони можуть бути закритими і відкритими.

Розміри КТП менше звичайних підстанцій тих же схем і потужностей, що дозволяє розміщувати їх близько до центру навантаження. У КТП комутаційна і захисна апаратури мають звичайне виконання. Основним конструктивним виконанням КТПВ є модульна шафова компоновка його основних елементів з переднім обслуговуванням трансформаторів, шаф ВН і НН, що мають металеві або полімерні захисні кожухи. При конструюванні КТПЗ застосовують бетонний будівельний модуль зі з'ємною кришкою для зручності транспортування і монтажу. Висота підстанції при цьому знижується до 1,8 м від рівня землі шляхом часткового поглиблення підстанції в землю, що важливо для нормальної роботи внутрішньозаводського транспорта.

Комплектні трансформаторні підстанції внутрішньої установки на напругу 6 ч 10 / 0,4 ч 0,23 кВ. Найбільш широко їх застосовують для безпосереднього електропостачання струмоприймачів промислових об'єктів. Вони встановлюються в цехах та інших приміщеннях в безпосередній близькості від споживачів, що значно спрощує і здешевлює розподільні мережі і дає можливість виконувати їх досконалими в конструктивному відношенні магістральними (ШМА) і розподільними (ШРА) шинопроводами. Для безпеки експлуатації на КТП застосовують трансформатори, заповнені негорючою рідиною із сухою ізоляцією або з баком підвищеної міцності.

Комплектні трансформаторні підстанції внутрішньої установки складаються з трьох основних елементів: ввідного пристрою (6 або 10 кВ), силового трансформатора і розподільного пристрою (0,4 кВ).

Ввідний пристрій високої напруги типу ВВ-1 являє собою металеву шафу, укріплену на баку силового трансформатора; ввідний пристрій типу ВВ-2 - закрита шафа з вбудованим в нього вимикачем навантаження типу ВНП-17 з запобіжниками типу ПК. Вимикач навантаження призначен для відключення трансформатора з боку ВН при х.х. або при номінальному навантаженні. При к.з. трансформатор відключається запобіжниками. Для відключення однієї з ліній в шафі типу ВВ-2 є з'ємні шинні накладки. Оброблення високовольтного кабелю передбачена суха.

Силовий трансформатор типу ТМЗ має природне масляне охолодження і герметичний бак підвищеної міцності (розраховані на тиск 80 кПа і вакуум 40 кПа) з азотною подушкою. Напруга регулюється при відключеному від мережі трансформаторі. Трансформатори оснащують електроконтактними мановакуумметрами для контролю внутрішнього тиску. Підвищення тиску, викликаного бурхливим газоутворенням при внутрішніх пошкодженнях, контролює реле тиску. Трансформатори оснащують також термосигналізаторами для виміру температури верхніх шарів масла. Рівень масла в баку контролюється масло-вказівником.

Розподільний пристрій НН складається з набору металевих шаф з апаратурою, ошиновкой і проводами. Захисно-комутаційной апаратурою РП є автоматичні повітряні вимикачі серії АВМ-4, АВМ-10 висувного виконання, які розташовані в закритих шафах і управляються ручками або ключами, розташованими на дверцятах шаф. Вимірювальні прилади і реле розміщені у відсіках приладів і на дверцятах шаф. При дворядному розташуванні КТП ряди з'єднуються шинним мостом, що складається з металевого короба зі сполучними шинами і проводами.

У нових серіях КТП-М-1000 -1600 і КТП-2500 застосовують автоматичні вимикачі типу «Електрон» на струми до 4000 А.

Трансформатори на стороні НН приєднуються через вступні шафи з автоматичними вимикачами. У шафі встановлен секційний автоматичний вимикач для забезпечення АВР.

Живлення споживачів від КТП проводиться по струмопроводу типу ШМА на напругу 380 В, що укріплен на колонах і стійках.

Комплектні трансформаторні підстанції зовнішньої установки. Вони виконуються для різних напруг і призначаються для електропостачання будівельних об'єктів, промислових підприємств і окремих районів. Їх можна використовувати для установки на відкритому повітрі, але не для роботи в атмосфері зі струмопровідним пилом, хімічно активними газами і випаровуваннями.

Підстанція КТПЗ з кабельними і повітряними вводами і виводами ВН і НН виготовляється двох габаритів, розрахованих на потужність трансформаторів 160 ч 250 і 400 ч 630 кВ·А і має портал повітряного ввода ВН для розміщення розрядників, шинного спуску і роз'єднувача при кабельному вводі ВН. Приєднання трансформатора проводиться через комірку ввода, де встановлені роз'єднувач і запобіжник. Для підключення підстанції до повітряних мереж 6 ч 10 кВ на найближчій опорі встановлюється ввідний роз'єднувач з заземлюючими ножами.

Підстанція типу КТПЗ в залежності від потужності трансформатора, типу апаратів ВН і НН мають різні конструктивні варіанти від КТПЗ-72-160 до КТПН-1000.

Підстанція зовнішньої установки типу КТП-35 виготовляють на напругу 35 / 6 ч 10 кВ і виконують з одним або двома трансформаторами.

За типом апарату, що встановлюється на стороні ВН, розрізняють підстанції:

а) з силовими запобіжниками ЗСН-25 (СКТП-35) - застосовують для підстанцій потужністю 630 ч 1000 кВ·А;

б) з короткозамикачами КЗ-35 і віддільниками ОД-35 (СКТП-35) - застосовують для підстанцій потужністю 1600 ч 6300 кВ·А;

в) з вимикачами ВМ-35 (СКТП-35-У) - застосовують для підстанцій потужністю 2500 ч 6300 кВ·А.

На всіх зазначених підстанціях на стороні 6 ч 10 кВ встановлюють вимикачі ВМГ-10.

Комплектні трансформаторні підстанції зовнішньої установки блочного типу КТПБ-110 / 6 ч 10 кВ виконують без вимикачів на стороні 110 кВ, що спрощує схеми і конструкції ГПП і знижує їх вартість. Вони розраховані на установку одного або двох трансформаторів типу ТМН потужністю 2500, 6300 кВ·А чи типу ТД потужністю до 40 МВ·А. Конструкція одно- трансформаторної КТПБ-110 / 6 ч 10 кВ аналогічна конструкції КТП 110 / 6 ч 10 кВ.

При установці на ДПП двох трансформаторів потужністю 25 ч 40 МВ·А конструкція КТПБ-110 / 6 ч 10 кВ аналогічна конструкції ГПП 110 / 6 ч 10 кВ. Промислові ГПП зазвичай виконують за спрощеними схемами із застосуванням короткозамикачів і відокремлювачів на вищій стороні і відкритою установкою трансформаторів і апаратури напругою 35 ч 110 кВ, а комірки КРП 6 ч 10 кВ встановлюються в закритому приміщенні або виконуються у вигляді шаф типу КРПЗ і КРПЕ.

Якщо за умовами навколишнього середовища або генплану підприємства потрібен захист від навколишнього середовища, то застосовується закрита установка трансформаторів на 35 ч 110 кВ.

Трансформатори живляться за блочною схемою «ЛЕП - трансформатор», або за допомогою пристрою додаткового моста між віддільником і трансформатором, що забезпечує роботу двох трансформаторів від однієї ЛЕП.

На ЗТП-129 встановлено: комірка ЩО-59 (Рб-1, Рб-2, Рб-3, Рб-4, Рб-5, Рб-6, Рб-7, Рб-8, Рб-9, Рб-10, Рб-11, Рб-12, А-14, А-13), обладнання 0,4 кВ. Тип А (Рб), запобiжники, трансформатори струму. Рб-1 - РПС-2 / 1 П та запобіжники типу ПН-2 250, Рб-2 - РПС-4 / 1 П та запобіжники типу ПН-2 250, Рб-3 - РПС-4 / 1 П та запобіжники типу ПН-2 250, Рб-4 - РПС-4 / 1 П та запобіжники типу ПН-2 100, А-13 и А-14 - АВ 2000 / 3, Рб-5 - РПС-2 / 1 П та запобіжники типу ПН-2 250, Рб-6 - РПС-4 / 1 П та запобіжники типу ПН-2 100, Рб-7 - РПС-2 / 1 П та запобіжники типу ПН-2 100, Рб-8 - РПС-4 / 1 П та запобіжники типу ПН-2 250, Рб-9 - РПС-2 / 1 П та запобіжники типу ПН-2, Рб-10 - РПС-4 / 1 П та запобіжники типу ПН-2 200, Рб-11 - РПС-2 / 1 П та запобіжники типу ПН-2 100, Рб-12 - РПС-2 /1 П та запобіжники типу ПН-2 100.

Рубильник РПС має ручний привід, який може бути виконаний як з правого боку, так і з лівого, залежно від комплектації. Рубильником дозволяється відключати струми навантаження, на які він розрахований. У всіх рубильниках РПС передбачено захист ліній, що відходять (споживачів) від перевантажень, від струмів короткого замикання. Захист виконано за допомогою плавких запобіжників ПН-2 (просто - вставки).

Вставки ПН-2 влаштовані таким чином. У керамічний корпус запобіжника насипаний спеціальний кварцовий пісок, через який від одного контакту запобіжника до іншого проходить провідник, перетин якого розраховано таким чином, що при перевищенні струму вище норми, цей провідник перегорає. А пісок потрібен лише для того, щоб блокувати електричну дугу при перегоранні запобіжника. Ланцюг розривається і струм припиняється - таким чином, здійснюється захист споживачів.

Основою конструкції рубильника РПС є металева платформа, що покрита шаром цинку, на якій кріпляться керамічні ізолятори. На ізоляторах закріплені контакти рубильника. Верхні і нижні контакти рубильника РПС мають отвори для приєднання до них кабелів.

Плавкі запобіжники ПН-2 вставляються в контакти рубильника, вони досить щільно затиснуті пружинними кільцями, що виключає слабкий контакт і запобігає нагріву в місці з'єднання. Три рухомих контакти рубильника РПС з'єднані між собою ізолюючим матеріалом.

Включення і відключення рубильника (комутація) здійснюється вручну, за допомогою спеціального приводу. Привід складається з ручки і тяги. Ручка рубильника РПС кріпиться до щита, в якому встановлений рубильник, а до ручки прикручується тяга. Другий кінець тяги з'єднується з приводом рубильника.

Модульні автоматичні вимикачі серії АВ 2000 призначені для захисту низьковольтних електричних ланцюгів від перевантаження і струмів короткого замикання, а також - для оперативного включення і відключення електричних ланцюгів змінного струму частотою 50 Гц напругою 230 / 400В на промислових і побутових об'єктах, підстанціях і в розподільчих пристроях. Монтаж автоматичних вимикачів АВ 2000 у розподільних щитах і шафах проводиться на DIN-рейку 35 Ч 7,5. Підключення вимикачів можна здійснювати за допомогою дроту як жорсткого (моножила), так і гнучкого. У конструкції вимикачів АВ 2000 (6 кА) передбачена можливість зібрання схеми за допомогою гребінок вилочного виконання, які дозволяють значно полегшити працю монтажника і експлуатування, а також значно скоротити час на виготовлення розподільного пристрою. Конструкція вимикачів зручна в експлуатації і забезпечує монтаж без необхідності розбирання, складання та регулювання, а також заміну вимикача за допомогою стандартного інструменту.

В РП-0,4 кВ шинний міст встановлено типу АД31Т 75 Ч 5, який пропонується модернізувати.

1.2 Обґрунтування мети проекту

Проаналізувавши роботу механізмів підстанції я виявив недоліки, а саме: комірки ЩО-59 1968 року виготовлення, обладнання якого вже морально застаріле та фізично зношене; комутаційні апарати, які не відповідають приєднаним навантаженням; обладнання РП-0,4 кВ, яке також морально застаріло. Устаткування вищевказаних комірок заводом-виробником не виробляється, відсутні запасні частини для виконання технічного обслуговування та ремонтів. Тому я пропоную:

1) В комiрцi №1 ЩО-59 необхідно виконати заміну обладнання, а саме: рубильників Рб-1, Рб-2, Рб-3, Рб-4 з запобіжними мостами (рубильники мають дефекти струмопровідних частин, встановлені некаліброванi запобіжники, привод знаходиться в незадовільному стані) на автоматичні вимикачі АВ 3004/3Н-00У3.

2) В комiрцi №4 ЩО-59 необхідно виконати заміну обладнання, а саме: рубильників Рб-5, Рб-6, Рб-7, Рб-8 з запобіжними мостами (рубильники мають дефекти струмопровідних частин, встановлені некаліброванi запобіжники, привод знаходяться в незадовільному стані) і передбачити установку в панель автоматичних вимикачів А-14, А-15, встановлених з порушеннями діючих ПУЕ. Необхідно використовувати автоматичні вимикачі АВ 3002/3Н-00У3 та АВ 3004/3Н-00У3.

3) В комiрцi №6 ЩО-59 необхідно виконати заміну обладнання, а саме: рубильників Рб9, Рб-10, Рб-11, Рб-12 із запобіжними мостами (рубильника мають дефекти струмопровідних частин, встановлені некаліброваних запобіжники, приводу знаходяться в незадовільному стані) і передбачити установку в панель автоматичних вимикачів А-13, встановленого з порушеннями діючих ПУЕ. Необхідно використовувати автоматичні вимикачі АВ 3002/3Н-00У3 та АВ 3004/3Н-00У3.

4) В комiрцi №3 ЩО-59 існуючий рубильник РПС знаходиться в незадовільному стані, привод вимагає ремонту. Номінальний струм 400 А не вiдповiдає існуючому навантаженню. Необхідно виконати заміну секційного рубильника РПС на автоматичний вимикач АВ 3004/3Н-00У3.

5) З огляду на зростання навантаження при заміні обладнання доцільно виконати

2. Основна частина

2.1 Електропостачання об'єкта проектування

Розраховується номінальна потужність кожного з приймачів по одній з відповідностей з режимом роботи електроприймача:

(2.1)

Розрахунок середньої потужності одного електроспоживача виконується за формулою:

де n - кількість електроспоживачів.

Розрахунок середньої реактивної потужності одного електроспоживача виконується за формулою:



Розрахунок суми потужності підгруп електроспоживачів виконується за формулою:

Розрахунок суми потужності груп електроспоживачів виконується за формулою:

578,65 + 37,95 = 616,6

Розрахунок суми середньої потужності підгруп електроспоживачів виконується за формулою:

Розрахунок суми середньої потужності груп електроспоживачів виконується за формулою:

578,65 + 37,95 = 616,6

Розрахунок суми середньої реактивної потужності підгруп електроспоживачів виконується за формулою:



?Qзм підгр 1= Qзм Нав.-1 + Qзм Нав.-2+ Qзм Нав.-3 + Qзм Нав.-4 +

Розрахунок суми середньої реактивної потужності груп електроспоживачів виконується за формулою:

Вибір числа і потужності цехових трансформаторів

Номінальна потужність силових трансформаторів визначається за умовою:

де ном. т. - повна розрахункова потужність, кВА;

N - кількість трансформаторів;

Кз - коефіцієнт завантаження трансформатора.

Таблиця 2.1 - Розрахунок електричних навантажень

№ гр.	№ підгр.	Назва навантаження	Кіль-кість,шт.	Розрахунок навантаження одного електроспоживача	підгр., кВт	гр., кВт	Розрахунок середнього навантаження одного електроспоживача	підгр., кВт	підгр., квар	гр., кВт	гр., квар
				Рн, кВт	, кВ·А	ТВ	Cosц	Рн, кВт			tgц	Кв	Рзм, кВт	Qзм, кВт
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
1	1	Навантаження-1	1	37,95	41,25	1	0,92	37,95	578,65	616,6	0,42	1	37,95	16	578,65	243,4	616,6	259,4
	2	Навантаження-2	1	60,7	66	1	0,92	60,7			0,42	1	60,7	25,5
	3	Навантаження-3	1	60,7	66	1	0,92	60,7			0,42	1	60,7	25,5
	4	Навантаження-4	1	60,7	66	1	0,92	60,7			0,42	1	60,7	25,5
	5	Навантажен- ня-14	1	15,2	16,5	1	0,92	15,2			0,42	1	15,2	6,4
	6	Навантаження-5	1	37,95	41,25	1	0,92	37,95			0,42	1	37,95	16
	7	Навантажен- ня-13	1	9,57	10,4	1	0,92	9,57			0,42	1	9,57	4
	8	Навантаження-6	1	60,7	66	1	0,92	60,7			0,42	1	60,7	25,5
	9	Навантаження-8	1	60,7	66	1	0,92	60,7			0,42	1	60,7	25,5
	10	Навантаження-9	1	37,95	41,25	1	0,92	37,95			0,42	1	37,95	16
	11	Навантажен- ня-10	1	60,7	66	1	0,92	60,7			0,42	1	60,7	25,5
	12	Навантажен- ня-11	1	37,95	41,25	1	0,92	37,95			0,42	1	37,95	16
	13	Навантажен- ня-12	1	37,95	41,25	1	0,92	37,95			0,42	1	37,95	16
2	1	Навантаження-5	1	37,95	41,25	1	0,92	37,95	37,95		0,42	1	37,95	16	37,95	16

Зробивши перевірочний розрахунок за даними РЕС я вибрав трансформатор типу ТМ-400.

Таблиця 2.2 - Технічні характеристики трансформатора

Трансформатор	Номінальна потужність, кВА	Номінальна напруга, кВ	Схема та група з'єднання	Напруга КЗ, %	Втрати, Вт
		ВН	НН			ХХ	КЗ
ТМ-400	400	6,10	0,4	У/Ун-0	4,5	830	5500
		6,10		Д/Ун-11
		6,10	0,23	Ун/Д-11

Розрахунок струму КЗ будемо вести для точки К.

Рисунок 2.1 - Схема заміщення

Визначення базисного струму.

Базисний струм визначається за формулою:

Визначення опорів елементів системи електропостачання.

Рисунок 2.2 - Схема заміщення прямої послідовності в високовольтної мережі

Визначення опорів елементів системи електропостачання.

Опір енергосистеми визначається за формулою:

де xс - реактивний опір енергосистеми, Ом.

Індуктивний опори двохобмотувальні трансформатора визначаються за формулою:

де uк - напруга короткого замикання трансформатора, %;

Sном.т - номінальна потужність трансформатора, кВ·А.

індуктивний опори лінії електропередачі визначаються за формулою:

де x0 - питомий індуктивний опір лініїи, Ом/км;

l - довжина лінії, км;

Uср - середня номінальна напруга лінії, кВ.

Визначення сумарного індуктивного опору до точки КЗ за формулою:

Розрахунок струму трифазного КЗ.

Струм трифазного КЗ визначається за формулою:

Базуючись на отриманних данних я вибираю автоматичні вимикачі та шинопровід.

2.2 Електроустаткування об'єкта проектування

Вибір автоматичних вимикачів

Автоматичні вимикачі вибираються за наступними умовами:

- по номінальній напрузі:

Uн.а ? Uе , (2.17)

де Uн.а - номінальна напруга автоматичного вимикача, В;

Uе - номінальна напруга електричної мережі, В;

- по номінальному струму:

Iн.а ? Iр , (2.18)

де Iн.а - номінальний струм автоматичного вимикача, А;

Iр - розрахунковий струм навантаження, А;

- по номінальному струму теплового розчеплювача:

Iн.с.р ? Iр , (2.19)

де Iн.с.р - номінальний струм теплового розчеплювача, А;

- по номінальному струму електромагнітного розчеплювача:

Iн.е.р ? (1,25 ч 1,35) Iпік , (2.20)

де Iн.е.р - номінальний струм електромагнітного розчеплювача, А;

Iпік - піковий струм захисного електроприймача, А.

Автоматичні вимикачі перевіряються по відключаючій здібності за умовою:

I0 ?

де I0 - відключаюча здатність автоматичного вимикача, кА;

- струм трифазного КЗ на виході автоматичного вимикача, кА.

Таблиця 2.3 - Технічні характеристики автоматичних вимикачів

Назва навантаження	Тип автоматичного вимикача	Номінальний струм Iн.а, А	Тип розчеплювача	Номінальний струм теплового розчеплювача Iн.с.р, А	Відключаюча здатність I0, кА
Навантажен- ня - 13	АВ 3002/3Н-00У3	63	комбінований	63	25
Навантажен- ня - 14	АВ 3002/3Н-00У3	100	комбінований	100	25
Навантажен- ня - 1, 5, 7, 9, 11, 12	АВ 3004/3Н-00У3	250	комбінований	250	35
Навантажен- ня - 2, 3, 4, 6, 8, 10	АВ 3004/3Н-00У3	400	комбінований	400	35

Вибір комплектних шинопроводів

Вибір шинопроводів по тривалому нагріванню максимальним робочим (розрахунковим) струмом проводиться за умовою:

Iр ? Iн, (2.22)

де Iр - розрахунковий струм навантаження, А;

Iн - номінальний струм шинопровода, А.

Таблиця 2.4 - Технічні характеристики шинопроводу

Тип	Переріз, мм	Номінальний струм Iн, А
ААГ	120 Ч 8	1900 ч 2040

2.3 Монтаж та експлуатація електрообладнання

Монтаж трансформатора. На підстанціях з вищою напругою 35 кВ і більше застосовується, як правило, відкрита установка трансформаторів. Закрита установка трансформаторів застосовується тільки в районах з високим ступенем забруднення, а також іноді в районах житлової забудови для обмеження рівня шуму [3].

Трансформатори встановлюються, як правило, безпосередньо на фундамент без кареток (катках) і рейок. Трансформатори на підстанціях, що мають стаціонарні пристрої для ремонту трансформаторів (вежі) і рейкові шляхи перекочування, а так само на підстанціях з розміщенням трансформаторів в закритих приміщеннях, слід встановлювати на каретках (катках). Трансформатор встановлюється на фундамент таким чином, щоб його кришка мала підйом у напрямку до розширювача не менше 1 % . Це необхідно для забезпечення безперешкодного проходження газів з бака до газового реле, що встановлюється в мастилопроводі між баком і розширювачем.

Включення трансформатора. Перед включенням трансформатора проводяться його випробування, вимірювання та перевірки в обсязі, передбаченому:

- вимір опору ізоляції обмоток;

- вимірювання тангенса кута діелектричних втрат;

- випробування ізоляції обмоток підвищеною напругою промислової частоти;

- вимір опору обмоток постійному струму;

- перевірка коефіцієнта трансформації;

- перевірка групи з'єднань обмоток;

- вимір втрат холостого ходу;

- випробування трансформаторного масла;

- випробування бака на герметичність;

- перевірка перемикаючого пристрою (РПН), пристроїв охолодження і засобів захисту масла.

Результати вимірювань, випробувань і перевірок оформляються відповідними актами і протоколами.

Перше включення трансформатора під напругу допускається проводити не раніше ніж через 12 годин після останньої доливання масла. На час першого пробного включення трансформатора максимальний захист встановлюється з нульовою витримкою часу, сигнальні контакти газового захисту перез'єднання на відключення.

Включення трансформатора проводять підключенням на номінальну напругу на час не менше 30 хвилин для діагностики трансформатора і спостереження за його станом. При номінальній роботі трансформатора видаємий їм гул повинен бути помірним і рівномірним. Не повинні прослуховуватися потріскування всередині бака трансформатора. Трансформатор відключають в разі сильного або нерівномірного гудіння; потріскування всередині бака трансформатора; ненормально зростаючої температури масла; викиду масла з розширювача або розриву діафрагми вихлопної труби; течі масла і при інших ознак порушення нормальної роботи. При задовільних результатах пробних включень трансформатор включається під навантаження і здається в експлуатацію.

Шини розподільних пристроїв. Шини розподільних пристроїв (РП) виконуються гнучкими і жорсткими. В якості провідникового матеріалу використовується, як правило, алюміній. Гнучкі шини являють собою сталеалюмінієві дроти, що підвішуються до опорних конструкцій (порталам) за допомогою гірлянд підвісних ізоляторів. Жорсткі шини прокладаються по опорним ізоляторам, встановлюються на різних конструкціях. Шина закріплюється в шінотримачі, що складається з планок і стяжних шпильок. Нижня планка кріпиться до опорного ізолятора гвинтом. Для виконання такого кріплення у верхній частині ізолятора при його виготовленні армується металева втулка з внутрішнім різьбленням.

Шинотримачі при змінному струмі більше 600 А не повинні створювати замкнутого магнітного контуру навколо шини. Для цього одна з накладок або один з стяжних болтів повинні бути виконані з немагнітного матеріалу.

До обладнання РП шини кріпляться за допомогою апаратних затискачів. При монтажі жорстких шин часто виникає необхідність їх вигину. Для найбільш поширених плоских шин прямокутного перетину радіус вигину шини на площину повинен бути не менше подвійної товщини шини, при вигині на ребро - не менше подвійної ширини шини. При вигині шини в штопор коло частини, що згинається, повинна бути не менше два з половиною кратної ширини шини. Жорсткі шини з'єднують між собою зварюванням, або болтовим контактним з'єднанням. Зварні з'єднання, виконуються, як правило, напівавтоматичним зварюванням на постійному струмі в середовищі аргону. При монтажі болтових з'єднань в з'єднуючих шинах за допомогою шаблону розмічаються, а потім свердляться отвори. Діаметр отворів повинен бути більше діаметра болтів на 1-2 міліметра. Контактні поверхні обробляються на спеціальних верстатах або напилком, і покриваються шаром нейтрального мастила.

При затягуванні болтових з'єднань шин застосовуються засоби стабілізації тиску, наприклад тарілчасті пружини (шайби). Затягування болтових з'єднань здійснюється в два прийоми:

- затяжка до повного стиснення тарельчатої пружини;

- ослаблення затяжки приблизно на чверть обороту.

Гнучкі шини не повинні мати перекруток, расплеток, луснути дротів. Стрілки провисання відрізняються від проектних більш ніж на ± 5 %. З'єднання між суміжними апаратами повинні бути виконані одним відрізком шини (без розрізання). Приєднання відгалужень в шинному прольоті має бути виконано без розрізання гнучкої шини.

Комутаційні апарати. Комутаційні апарати (вимикачі, роз'єднувачі) поставляються на монтажний майданчик у зібраному вигляді з комплектом металоконструкцій, що дозволяє проводити монтаж апаратів, виключаючи зварювальні роботи. Монтаж і регулювання комутаційних апаратів слід проводити відповідно до монтажних інструкцій підприємств-виробників. Перед монтажем комутаційні апарати звільняються від заводської упаковки і оглядаються: перевіряється стояння ізоляторів, армування швів, міцність окремих елементів.

Вимикачі і роз'єднувачі встановлюються на опорні конструкції (фундамент). Вивіряється вертикальність і горизонтальність встановлення апарату. На опорну конструкцію встановлюється привод, перевіряється і регулюється спільна робота приводу і комутаційного апарату. До апаратних затискачам полюсів проводиться ошиновка. Монтаж ошиновки виконується таким чином, щоб в елементах вимикача і роз'єднувача не виникали механічні напруги від, пружинячої дії шин, температурних змін їх довжини. Металеві частини апаратів, нормально не знаходившихся під напругою, приєднуються до заземлювального пристрою. Особливу увагу примонтажі роз'єднувача приділяється роботі контактної системи. Осі контактів кожного полюса повинні збігатися; полюса роз'єднувача повинні замикатися і розмикатися одночасно; контактний тиск має відповідати заводським нормам.

Помічені несправності і дефекти в роботі контактної системи усуваються спеціально передбаченими в конструкції роз'єднувача регулюваннями.

Роз'єднувачі виконуються, як правило, з заземлюючими ножами. Тому при монтажі перевіряється робота блокувань від неправильних операцій з головними і заземлюючими ножами роз'єднувача: при виключенні головних ножів блокування не повинна дозволяти виключення заземлюючих ножів; при виключенні заземлюючих ножах блокування не повинна дозволяти виключення головних ножів роз'єднувача.

Вимірювальні трансформатори, апарати захисту від перенапруги, конденсаторні установки. Перед монтажем вимірювальних трансформаторів проводиться їх огляд. Перевіряється цілісність ізоляції, справність швів армування, рівень масла в маслонаповнених трансформаторах, його електрична міцність, вимірюються характеристики ізоляції обмоток. Ревізія трансформаторів з вийманням активної частини допускається лише в тому випадку, коли є зовнішні ознаки або результати вимірювань, які вказують на можливі внутрішні пошкодження.

При монтажі вимірювальних трансформаторів повинна бути забезпечена вертикальність або горизонтальність їх установки на опорній конструкції. У період монтажу вимірювальних трансформаторів напруги їх первинні і вторинні обмотки з метою безпеки закорочуються, оскільки випадкові дотики обмоток з тимчасовими проводами освітлення, зварювання, вимірювань можуть викликати трансформацію напруги, небезпечного для життя. Всі вторинні обмотки вимірювальних трансформаторів заземляются з метою безпечного обслуговування вторинних ланцюгів при експлуатації.

Високовольтні вводи змонтованого трансформатора напруги повинні бути закорочені до його включення під напругу. Корпус трансформатора повинен бути заземлений.

Перед монтажем розрядників і обмежувачів перенапруг оглядається їх порцеляновий покришка, в якій не повинно бути тріщин і відколів, перевіряється стан швів армування і положення герметизирующих прокладок. Легке струшування або погойдування апарату не повинні викликати внутрішнього шуму або подзвякування.

Апарати в полімерних покришках мають меншу масу, меншу ймовірність при транспортуванні, зберіганні і монтажі, більш надійні. Після установки апарату захисту від перенапруги на опорну конструкцію (фундамент) виконується його ошиновка і підключення до заземлювального пристрою. Всі металеві частини і шви армування покриваються вологостійкою фарбою.

При монтажі конденсаторних установок повинна бути забезпечена горизонтальна установка каркасів і вертикальна установка конденсаторів. Відстань між дном конденсаторів нижнього ярусу і підлогою приміщення повинно бути не менше 100 міліметрів. Паспорти конденсаторів (таблички з технічними даними) повинні бути звернені в бік проходу, з якого буде проводиться їх обслуговування.

Струмопровідні шини та заземлюючі провідники повинні монтуватися таким чином, щоб забезпечувати зручність зміни будь-якого конденсатора під час експлуатації. Ошиновка не повинна створювати згинаючих зусиль в вихідних ізоляторах конденсаторів.

Монтаж комплектних розподільчих пристроїв. Розподільні пристрої (РП) на напругу 6 ч 10 кВ збираються, як правило, з комплектних осередків повної заводської готовності. Силове обладнання комірок (вимикачі, трансформатори напруги) може розташовуватися на викатних візках (комірки КРУ) або стаціонарно в збірних камерах одностороннього обслуговування (камери КСО).

Монтаж комплектних РП виконується в два етапи. На першому етапі в ході виконання загальнобудівельних робіт встановлюються передбачені будівельними кресленнями прорізи, ніші, кабельні канали, встановлюються заставні деталі і опорні конструкції під обладнання, виконується монтаж заземлюючого пристрою і мережі загального освітлення. Поверхні всіх опорних металевих конструкцій для установки обладнання повинні бути вивірені по горизонталі. Стики цих конструкцій зварюються за допомогою накладок з смуговий стали для забезпечення безперервності ланцюга заземлення.

На другому етапі на опорні конструкції встановлюються комплектні осередки РП, виконуються з'єднання збірних шин, перевіряється збіг роз'єднуючих контактів первинних і вторинних ланцюгів і заземлюючих контактів шляхом повільного викочування візків в робоче положення. Прокладання силових кабелів виконують відповідно до кабельним журналом. Після оброблення кабелів і монтажу кінцевих муфт на кабелі у кожної муфти вішають маркувальну бірку з написом відповідно з кабельним журналом.

Монтажні роботи по первинним ланцюгах завершують перевіркою рівня масла в маслонаповненому обладнанні (при необхідності доливають чисте, сухе, що пройшло випробування трансформаторне масло до рівня позначки на масловказівнику) і перевіркою роботи вимикачів, роз'єднувачів, допоміжних контактів і блокувальних пристроїв. Цю перевірку здійснюють відповідно до вимог інструкцій підприємства-виготовлювача.

Одночасно з роботами по первинних ланцюгах на другому етапі робіт виконують монтаж вторинних ланцюгів. У релейних відсіках комплектних комірок встановлюють прилади та апарати захисту, управління, сигналізації вимірювання та обліку електроенергії, демонтовані на час транспортування.

Відповідно до проекту прокладають, обробляють і підключають контрольні кабелі освітлення. Відповідно до кабельним журналом на кінці кабелів вішають маркувальні бірки з написами.

Перед здачею РП в експлуатацію відновлюють пошкоджену обробку комірок, фарбують місця зварювання. На фасадах осередків виконують чіткі написи відповідно до найменування приєднань. У всіх приводів вимикачів і роз'єднувачів роблять написи з зазначенням «Включено» і «Відключено». На фасадах кожної секції збірних шин РП передбачають місця для накладення переносного заземлення і наносять умовний знак заземлення. Шини в цих місцях захищають і змащують тонким шаром технічного вазеліну. На дверях, що виходять з приміщення РП назовні або в інше приміщення, з зовнішньої сторони роблять написи з найменуванням РП і закріплюють стандартні металеві попереджувальні плакати.

Загальні відомості про експлуатацію обладнання. Після завершення електромонтажних, пусконалагоджувальних робіт і приймально-здавальних випробувань починається використання електрообладнання за призначенням в технологічному процесі підприємства, тобто експлуатація цього обладнання.

Під терміном «експлуатація» розуміється стадія життєвого циклу обладнання, на якому реалізуються, підтримуються і востанавливаются його технічні характеристики, передбачені проектом і нормативними документами.

Для реалізації і підтримки необхідних технічних характеристик обладнання проводиться його технічне обслуговування - комплекс робіт, що включають в себе огляди, межремонтное обслуговування, профілактичні випробування і діагностування стану обладнання. Огляди устаткування виконуються з метою візуального контролю стану цього обладнання. Розрізняють планові та позачергові огляди обладнання. Періодичність планових оглядів регламентується Правилами технічної експлуатації електроустановок споживачів, а також з урахуванням конкретних умов роботи обладнання - місцевими інструкціями. Позачергові огляди обладнання проводяться, наприклад, при різких змінах умов його роботи, після стихійних лих, відключення обладнання релейного захистом.

При міжремонтному обслуговуванні електрообладнання виконуються технічні заходи відповідно до рекомендацій заводу-виготовлювача, зокрема чистка ізоляції, змащення тертьових частин, а також усуваються виявлені при оглядах дрібні несправності і дефекти устаткування. В процесі експлуатації відбувається знос обладнання, що супроводжується зміною його технічних характеристик. Огляди далеко не завжди дозволяють виявити технічний стан обладнання і можливість подальшого його використання за призначенням. Зокрема, неможливо візуально оцінити стан ізоляції кабелю, стан масла трансформатора і його твердої ізоляції. Більш достовірна, ніж при оглядах, оцінка технічного стану і можливість подальшого використання обладнання за призначенням здійснюється профілактичними випробуваннями (вимірами параметрів) і діагностуванням стану обладнання.

Основними завданнями діагностування обладнання є:

- визначення виду технічного стану;

- пошук місця відмови або несправності;

- прогнозування технічного стану.

При визначенні виду технічного стану дається висновок про справність (несправність) і працездатність (непрацездатність) обладнання. При прогнозуванні технічного стану дається оцінка залишкового ресурсу і нижня межа ймовірності безвідмовної роботи обладнання для заданого інтервалу часу.

За результатами оглядів, профілактичних випробувань і діагностування обладнання оцінюється необхідність і доцільність його ремонту.

Ремонт обладнання - це комплекс робіт для підтримання працездатності і необхідних технічних характеристик обладнання шляхом заміни або відновлення зношених або відмовлення елементів регулюванням, налагодженням і випробуванням устаткування.

За призначенням розрізняють відновлювальний ремонт, реконструкцію і технічне переозброєння. Відновлювальний ремонт здійснюється без зміни конструкції окремих і всього пристрою в цілому. Технічні характеристики обладнання залишаються незмінними. За обсягом робіт відновлювальні ремонти поділяються на поточні і капітальні. При капітальному ремонті проводиться повна розробка обладнання з заміною або відновленням будь-яких його частин. При такому ремонті досягається практично повне відновлення ресурсу обладнання. До поточних ремонтів відносяться ремонти, що проводяться для забезпечення працездатності обладнання і складаються в заміні або відновленні його окремих частин, наприклад, швидко зношувальних деталей. Ці ремонти проводяться в період між двома капітальними ремонтами.

При реконструкції проводиться зміна конструктивного виконання окремих вузлів, заміна окремих матеріалів при практично незмінних технічних характеристиках обладнання. При технічному переозброєнні деякі вузли і матеріали замінюються більш досконалими, технічні характеристики обладнання поліпшуються. Для оцінки стану обладнання після проведення ремонтних робіт проводяться випробування, обсяг яких регламентується Правилами технічної експлуатації електроустановок споживачів.

При експлуатації обладнання відбувається не тільки його фізичний, та й моральний знос, обумовлений появою нового обладнання, яке характеризує більш високими техніко-економічними показниками. При економічній неефективності відновного ремонту, особливо морально застарілого обладнання, виконується його утилізація.

Огляд трансформаторів. Огляди трансформаторів є засобом візуального контролю їх стану при експлуатації. Огляди проводяться без відключення трансформаторів з такою періодичністю:

- головних понижуючих трансформаторів підстанції з постійним чергуванням персоналу - один раз на добу;

- інших трансформаторів електроустановок з постійним і без постійного чергування персоналу - не рідше одного разу на місяць.

Позачергові огляди трансформаторів проводяться:

- після несприятливих кліматичних впливів, наприклад після різкої зміни температури навколишнього повітря;

- після спрацьовування газового захисту на сигнал;

- після відключення трансформатора газовим або диференціальним захистом;

При оглядах трансформаторів перевіряються:

- показання всіх вимірювальних приладів (термометрів, термосигналізаторів, мановакуумметрів та інших);

- стан зовнішньої ізоляції трансформатора (відсутність тріщин і відколів фарфору, ступінь забруднення поверхні);

- стан ошиновки, кабельних вводів і доступних для спостереження контактних з'єднань;

- стан фланцевих з'єднань мастилопроводів і відсутність течі масла;

- наявність і рівень масла в розширювачі і маслонаповнених вводах;

- стан контуру заземлення;

- стан маслопріемних пристроїв (гравійної засипки);

- при закритій установці трансформаторів перевіряється стан приміщення, справність вентиляції, наявність засобів пожежогасіння.

Одним з показників стану трансформаторів служить характер видаваного їм шуму (прослуховування ведеться при відключених вентиляторах). Не повинно бути потріскувань і клацань, пов'язаних з розрядами в баку трансформатора; гудіння має бути рівномірним без періодичних змін рівня або тони.

Режими роботи трансформаторів. Однією з головних задач експлуатації трансформаторів є контроль режиму їх роботи. Цей контроль здійснюється шляхом перевірки навантаження трансформатора, напруги з постійним чергуванням персоналу контроль здійснюється з періодичністю 1-2 години фіксуванням параметрів режиму в добовій відомості.

На підстанції без постійного чергування персоналу контроль режиму трансформаторів здійснюється шляхом перевірки навантаження трансформатора, напруги на обіймах, температури масла і інших параметрів. На підстанціях з постійним чергуванням персоналу контролі здійснюється з періодичністю 1-2 години з фіксуванням параметрів режиму в добовій відомості. На підстанціях без постійного чергування персоналу контроль режиму трансформаторів здійснюється при кожному відвідуванні підстанції оперативним персоналом, але не рідше одного разу на місяць.

Силові трансформатори можуть працювати в різних режимах, що характеризуються навантаженням, напругою, умовами навколишнього середовища та інших факторів. Номінальним режимом трансформатора називається режим його роботи при номінальній напрузі, номінальному навантаженні і температурі охолоджуючої середовища (повітря) + 20 оС. З наведеного визначення видно, що тривалий номінальний режим є ідеалізованим (практично недосяжним) режимом. Однак вважається, що в такому режимі трансформатор здатний пропрацювати встановлений заводом-виготовлювачем термін служби. Отже, номінальний режим роботи трансформатора це такий режим, при якому його параметри відхиляються від номінальних в межах, допустимих стандартами, технічними умовами та іншими нормативними документами.

При навантаженні, що не перевищує номінальне, допускається тривала робота трансформатора при підвищенні напруги на будь-якому відгалуженні будь-якої обмотки на 10 % понад номінальної напруги даного відгалуження. При цьому напруга Uроб max, що визначається надійністю роботи ізоляції.

Допускається режим роботи трансформаторів за умови, що жоден з них не буде перевантажений. Для цього повинні виконуватися наступні умови:

- групи з'єднань обмоток трансформаторів повинні бути однаковими;

- співвідношення потужностей трансформаторів не більше 1 : 3;

- відмінність коефіцієнтів трансформації не більше ніж на 0,5 %;

- відмінність напруг короткого замикання не більше ніж на 10 %;

- виробниче фазування трансформаторів.

При паралельній роботі трансформаторів і змінному графіку їх сумарного навантаження можлива оптимізація кількості працюючих трансформаторів протягом доби. Критерій оптимальності - мінімум втрат активної потужності.

Режим регулювання напруги. Пристрої регулювання напруги під навантаженням (РПН) повинні працювати, як правило, в автоматичному режимі. Допускається дистанційне перемикання РПН з пульта керування. На трансформаторах з перемиканням без збудження (ПБЗ) правильність вибору коефіцієнта трансформації повинна перевірятися два рази в рік - перед зимовим максимумом і літнім мінімумом навантаження. Аварійні режими. При відключенні трансформатора захисної, не пов'язаної з його внутрішніми ушкодженнями, наприклад, максимальним струмовим захистом, трансформатор може бути знову включений в роботу. При відключенні трансформатора захистами від внутрішніх пошкоджень (газової, диференціальної) цей трансформатор включається в роботу тільки після огляду, випробувань, аналізу масла, аналізу газу з газового реле та усунення виявлених дефектів.

При спрацьовуванні газового реле на сигнал проводиться зовнішній огляд трансформатора і відбір газу з газового реле для аналізу. Якщо газ в реле негорючий, при зовнішньому огляді ознаки ушкоджень не виявлено, а відключення трансформатора викликає недовідпуск електроенергії, трансформатор може бути залишений в роботі до з'ясування причин спрацювання газового реле на сигнал. Після з'ясування цих причин оцінюється можливість подальшої нормальної експлуатації трансформатора.

Аварійний вивод трансформатора з роботи здійснюється:

- при сильному і нерівномірному шумі або потріскуванні всередині бака трансформатора;

- ненормальному і постійно зростаючому нагріванні трансформатора при навантаженні, що не перевищує нормальне, і нормальній роботі пристроїв охолодження;

- викиді масла з розширювача, або розриві діафрагми вихлопної труби;

- течі масла або зменшенні рівня масла нижче рівня масломірного скла в розширювачі.

Випробування ізоляції підвищеною напругою. При експлуатації випробування підвищеною напругою промислової частоти проводять для перевірки електричної міцності ізоляції трансформаторних обмоток напругою до 35 кВ. Випробуванню підвищеною напругою повинні передувати ретельний огляд і оцінка стану ізоляції іншими методами. Випробувальну напругу подають до ізоляції протягом часу, достатнього для нормальної ізоляції. Тривалість випробування становить, як правило, 1 хвилина. При більшому часу може мати місце пошкодження ізоляції при відсутності в ній дефектів.

Трансформатори, призначені для експлуатації в електроустановках, що піддаються впливу атмосферних напруг, випробовуються за нормами для нормальної ізоляції; не схильних до впливу атмосферних перенапруг, випробовуються за нормами для полегшеної ізоляції. Випробуванням піддається кожна обмотка трансформатора. Напруга прикладається до випробуваної обмотки, виводи якої замкнуті накоротко; інші обмотки трансформатора також замикаються накоротко і заземлені разом з баком трансформатора.

Випробувальна напруга має підніматися плавно зі швидкістю, що допускає візуальний контроль за вимірювальними приладами, і після досягнення встановленого значення підтримуватися незмінним протягом часу випробування. Після цього напруга плавно знижується до значення не більше однієї третини випробувального і відключається. Під часом випробування мається на увазі час приложення повної випробувальної напруги. Ізоляція витримала випробування, якщо не відбулося її пробою, не спостерігалося відчутних на слух потріскувань і розрядів, виділення газу і диму, різких змін показань вимірювальних приладів.

Повздовжувальна ізоляція обмоток (ізоляція між витками, котушками, шарами обмоток) випробовується підвищеною напругою, индуктированною в самому трансформаторі. При цих випробування до однієї з обмоток трансформатора прокладається подвійна номінальна напруга підвищеної частоти 100 - 400 Гц. Решта обмотки трансформатора розімкнуті. Тривалість випробування одна хвилина. Підвищення частоти необхідна для уникнення надмірного збільшення намагнічування струму і індукції в трансформаторі при приложенні до його обмотці подвійногї напруги.

Огляди розподільних пристроїв. Огляди розподільних пристроїв (РП) проводяться з такою періодичністю:

- на об'єктах без постійного чергування персоналу - не рідше 1 разу на місяць.

Додаткові огляди проводяться за несприятливої погоди (туман, сильний мокрий сніг, ожеледь). Об'єкти в зонах інтенсивного забруднення також повинні оглядатися додатково.

При оглядах РП перевіряють:

- рівень масла, його температуру і відсутність течі масла в маслонаповненому обладнанні;

- стан контактних з'єднань ошиновки;

- стан ізоляції (забрудненість, наявність тріщин, сколів, слідів випадання роси);

- відповідність вказівників положення комутаційних апаратів їх дійсному стану;

- стан відкрито прокладених провідників заземлювального пристрою;

- дії пристрою підігріву обладнання в холодну пору року;

- наявність засобів пожежогасіння, переносних заземлень та інших захисних засобів, медичної аптечки першої допомоги.

При оглядах закритих РП додатково перевіряють:

- стан приміщення, опалення, вентиляції, освітлення, стан покрівлі або міжповерхових перекриттів, наявність і справність дверей і замків.

Помічені при оглядах ізоляторів дефекти і несправності повинні бути усунені при найближчому ремонті, дефекти аварійного характеру повинні усуватися в найкоротші терміни. Забруднення поверхні ізоляторів обладнання РП найбільшу небезпеку становить при мряці, тумані або випаданні роси, коли забруднюючий шар стає провідним. Це може привести до виникнення розрядів на поверхні ізоляторів і їх перекриття. Тому важливо своєчасно очищати ізоляцію РП від забруднень і обробляти ізолятори гідрофобними пастами, що володіють водовідштовхувальними властивостями.

...