Организация технической эксплуатации. Надежность работы ТП зависит от качества проектных и строительно-монтажных работ, от уровня его эксплуатации, которая должна производиться в полном соответствии с существующими руководящими и инструктивными материалами.
Правильная техническая эксплуатация ТП предусматривает своевременное и качественное проведение эксплуатационно-профилактических работ и планово-предупредительного ремонта.
Эксплуатационно - профилактические работы производятся для предупреждения появления и устранения возникающих в эксплуатации отдельных повреждений и дефектов. В объем этих работ входят систематические осмотры, профилактические измерения и проверки ТП.
Плановые осмотры ТП производятся в дневное время согласно графику, утвержденному главным инженером предприятия, но не реже одного раза в 6 мес.
Внеочередные осмотры ТП производят после аварийных отключений питающих линий, при перегрузках оборудования, резком изменении погоды и стихийных явлениях (мокрый снег, гололед, гроза, ураган и т. п.); такие осмотры выполняются в любое время.
Контрольные осмотры ТП производит инженерно-технический персонал не реже 1 раза в год. Обычно их совмещают с проверкой средств грозозащиты, приемкой объектов к работе в зимних условиях, с осмотром ВЛ 6—10 или 0,4 кВ и т. д. При этом уточняются объемы ремонтов ТП на следующий год.
Планово-предупредительный ремонт ППР разделяют на текущий и капитальный. Он производится для поддержания ТП в технически исправном состоянии, обеспечивающем длительную надежную и экономичную работу путем восстановления и замены сношенных элементов и деталей.
При текущем ремонте ТП 1 раз в три-четыре года выполняются все работы, обеспечивающие нормальную эксплуатацию в период между капитальными ремонтами.
В случаях, не терпящих отлагательств до очередного капитального ремонта, производят профилактические выборочные ремонты с единичной заменой отдельных элементов и деталей ТП. Работы выполняются, как правило, эксплуатационным оперативным персоналом, содержащимся за счет сметы эксплуатационных расродов.
Капитальный ремонт ТП производится 1 раз 1 шесть — десять лет для поддержания или восстановления первоначального эксплуатационного состояния ТП. Производится ремонт изношенных элементов и деталей или их замена на более прочные и экономичные для улучшения характеристики оборудования ТП. Одновременно при капитальном ремонте выполняется полная ревизия оборудования ТП с подробным его осмотром, необходимыми измерениями и испытаниями, с устранением обнаруженных недостатков и дефектов.
Работы выполняет специальный ремонтный персонал сетевых районов, который содержится за счет фонда амортизационных отчислений, предусмотренных на капитальный ремонт. Подготовку ТП к выводу в капитальный ремонт, приемку этого ремонта и ввод в эксплуатацию производит эксплуатационный оперативный персонал сетевых районов.
В зависимости от состояния сооружений и оборудования ТП, устанавливаемого осмотрами, профилактическими измерениями и проверками, сроки ремонтов могут быть изменены с разрешения руководства энергосистемы. Аварийно-восстановительный ремонт производится при возникновении необходимости сверх утвержденного планового ремонта.
Для большей эффективности использования имеющейся механизации и более качественного выполнения работ в максимально сокращенные сроки профилактические измерения и капитальный ремонт на ТП целесообразно в ряде случаев производить в централизованном порядке силами специализированного персонала (лаборатории, мастерских и т. п.) предприятия электросетей.
Нормальная организация эксплуатации ТП предусматривает систематическое ведение технической документации, характеризующей электрооборудование и его состояния, а также планирование и учет выполнения профилактических и ремонтных работ на ТП. Перечень технической документации, ее содержание (форма) и порядок ведения устанавливаются и утверждаются руководством энергосистемы.
Одним из основных технических документов является паспорт-ремонтная карта ТП и паспорт-ремонтная карта трансформаторов, установленных на этой ТП.
В паспорте-ремонтной карте ТП отражаются все технические и конструктивные данные об установленном оборудовании, о произведенных ремонтах и реконструкции. В нем указываются инвентарный номер, тип и место установки ТП, наименование проектной и монтажной организации, дата ввода ТП в эксплуатацию.
В паспорте вычерчивается электрическая однолинейная схема ТП с подробным указанием параметров установленного оборудования ВН и НН, ошиновки, устройств грозозащиты, электроизмерительных приборов и пр.; указывается также наименование питающих линий и присоединений потребителей.
Вычерчиваются план и разрез ТП с указанием основных размеров и конструктивных материалов, с нанесением контура заземления (для мачтовых ТП и КТП разрезы не требуются). В паспорте-карте записываются даты и результаты проверок устройств грозозащиты, измерений сопротивления контуров заземления, данные о ремонтах и профилактических испытаниях оборудования и о ремонте сооружений ТП.
На лицевой стороне паспорта-ремонтной карты силового трансформатора (или на заводском формуляре) указываются его основные технические данные: инвентарный и заводской номера, тип, схема и группа соединений, год изготовления и ввода в эксплуатацию, мощность в киловольт-амперах, номинальные ток и напряжение на стороне ВН и НН, напряжение х. х. и к. з., масса трансформатора, масса масла, габариты. В паспорте также даются сведения о причине снятия и новом месте установки трансформатора, данные об установке, снятии и перезарядке термосифонных фильтров и о положениях переключателя ответвлений.
В паспортах-картах ТП и трансформатора указываются дата и причина ремонта, объемы выполненных работ, результаты испытаний и измерений, а также обнаруженные и не устранённые дефекты, замечания по работе оборудования ТП и трансформатора. Эти сведения заносятся в соответствующие формы паспорта не позднее 5 дней после окончания работ на основании актов и протоколов. Паспорт или формуляр трансформатора хранится совместно с паспортом ТП, в которой он установлен. При любом перемещении трансформатора паспорт передается вместе с трансформатором.
Для определения возможности подключения новых потребителей и необходимости замены трансформаторов и оборудования ТП целесообразно вести для зоны (участка) ТП журнал учета потребителей и измерений токов и напряжений в ТП. В журнале записываются по каждой ТП результаты измерения токов нагрузки на всех присоединениях НН, общая нагрузка трансформатора и неравномерность ее по фазам, а также значение напряжения на шинах ТП. Измерения производятся на стороне 0,4 кВ 2—3 раза в год в разное время года и суток.
Сводный учет ТП по зоне (участку) ведется в журнале учета ТП. В этом журнале указываются инвентарный номер и тип ТП, место установки, наименование и номер питающей линии 6—10 кВ и источник питания (подстанции 35—110 кВ), данные по трансформаторам (их количество в ТП, мощность каждого из них в киловольт-амперах, напряжение в киловольтах и ток в амперах).
Из основной документации целесообразно вести листок дефектов, ведомость дефектов и годовой совмещенный график ремонтных и профилактических работ. Листок дефектов является первичным документом при осмотре ТП и выдается электромонтеру мастером с указанием объема осмотра. В листе электромонтер указывает номер ТП, дату осмотра, все обнаруженные дефекты и недостатки, выявленные при осмотре, и ставит свою подпись. По окончании осмотра листок возвращается мастеру, который проверяет его и намечает сроки устранения дефектов. После устранения дефектов в листке об этом делаются отметки, ставятся дата и подпись производителя работ.
Ведомость дефектов составляется мастером зоны (участка) ТП на основании листков дефектов, протоколов испытаний и т. п. В ведомости указываются наименование работ с детальной их расшифровкой, необходимые для выполнения этих работ примерные трудовые затраты (в чел-днях или чел-ч), материалы и оборудование. Ведомость представляется в сетевой район за квартал до конца года и используется для планирования работ по ремонту на следующий год.
Годовой график ремонтных и профилактических работ составляется с разбивкой по кварталам в разрезе каждой зоны (участка) мастера ТП и сводный по сетевому району с расшифровкой основных объемов работ.
В совмещенном графике приводятся три вида работ: капитальный и текущий ремонты, профилактические работы с перечнем выполняемых работ по каждому их виду. При капитальном ремонте производятся, например, замена трансформаторов, ремонт приборов учета, строительной части ТП и т. д.; при текущем ремонте производится комплексный ремонт ТП с профилактическими измерениями, при профилактических работах— осмотр ТП, чистка изоляции, измерение нагрузок и напряжений, отбор проб масла, замена силикагеля и т. п.
При составлении графика за основу принимается многолетний план комплексных ремонтов с учетом нормы периодичности ремонтов и испытаний, ведомостей дефектов, фактического состояния ТП, характера работ основных потребителей, объемов финансирования. По мере выполнения работ в графиках делаются об этом отметки помесячно мастером и техником по документации.
Для выполнения необходимого ремонта в аварийных случаях, а также для замены оборудования, выводимого в капитальный ремонт, в сетевых предприятиях и районах создается аварийный и ремонтный запас оборудования и материалов. Номенклатура и количество этих запасов устанавливаются по местным условиям руководством сетевого предприятия и энергосистемы.
Эксплуатация трансформаторов заключается в систематическом контроле за их нагрузкой, температурой масла и его уровнем в расширителе. При номинальной нагрузке трансформаторов с естественным масляным охлаждением температура верхних слоев масла согласно ПТЭ не должна превышать 95°С.
Температура нагрева его обмоток при этом достигает 105°С, так как перепад температуры от обмоток до верхних слоев масла равен примерно 10°С следует, однако, учитывать, что при номинальных нагрузках максимальная температура в наиболее горячих местах обмоток будет на 30 — 35°С выше, чем в верхних слоях масла. Температура же масла в нижних слоях всегда меньше, чем в верхних; так, при температуре масла в верхних слоях 80°С внизу она будет 30—35°С, а в середине бака трансформатора — 65—70°С.
Известно, что с изменением нагрузки трансформатора температура масла повышается или снижается значительно медленнее, чем температура обмоток. Поэтому показания термометров, измеряющих температуру масла, фактически отражают изменения температуры обмоток с запозданием на несколько часов.
Большее значение для нормальной длительной работы трансформаторов имеет температура окружающего их воздуха. В средней полосе России она колеблется от — 35 до +35°С. При этом допускается превышение температуры масла в трансформаторе над максимальной температурой окружающего воздуха до 60°С, и трансформаторы в этих местностях могут работать при номинальной мощности, указанной на их табличке. Когда температура воздуха будет больше 35°С (но не выше 45°С), нагрузка трансформатора должна быть снижена из расчета 1% его номинальной мощности на каждый градус превышения температуры воздуха.
Режим работы трансформаторов определяется значениями тока нагрузки, напряжения па стороне первичной обмотки и температуры верхних слоев масла.
Согласно требованиям ПУЭ необходимо периодически по графику в периоды максимальных и минимальных нагрузок проверять напряжение в сети и нагрузку трансформаторов, общую и каждой из фаз, для выявления ее неравномерности. Напряжение, подводимое к понижающему трансформатору, не должно превышать более чем на 5% значение напряжения, соответствующее данному ответвлению обмотки ВН.
Как правило, трансформаторы не должны перегружаться сверх номинальной мощности. Однако трансформаторы ТП не всегда бывают загружены равномерно до номинальной мощности ни в течение суток, ни в течение года. В связи с этим допускается перегружать трансформаторы за счет недоиспользования их мощности в периоды недогрузки.
Нагрузка, например, сельских ТП часто колеблется в течение суток от 15 до 100%, а продолжительность ее максимума иногда не превышает 1—2 ч. Наиболее низкая нагрузка ТП бывает летом, когда ее максимум в сравнении в зимним составляет только 40—60%. Учитывая эти особенности, зимой трансформатор можно дополнительно перегружать из расчета 1% его номинальной мощности на 1% недогрузки его в летнее время, но не более чем на 15%. Суммарная длительная зимняя перегрузка за счет суточной и летней недогрузок допускается до 30% номинальной мощности трансформатора, работающего на открытом воздухе, и до 20% — в закрытых помещениях.
По окончании перегрузки температура перегрева отдельных частей трансформатора не должна выходить за допустимые пределы. Допустимая перегрузка и ее продолжительность для масляных трансформаторов могут быть установлены по графикам нагрузочной способности.
Помимо указанных перегрузок для ранее незагруженных трансформаторов в эксплуатации допускается кратковременная перегрузка в аварийных режимах. Аварийные перегрузки независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры окружающего воздуха допускаются в следующих пределах:
| Перегрузка но току, % к номинальному | 30 | 45 | 60 | 75 | 100 | 200 |
| Длительность перегрузки, мин | 120 | 80 | 45 | 20 | 10 | 1,5 |
Важное значение имеет также равномерное распределение нагрузки по фазам. Неравномерность нагрузки вызывает дополнительный нагрев масла и обмоток трансформатора, что приводит к преждевременному старению изоляции обмоток и масла и может вызвать повреждение трансформатора.
Кроме того, при этом создается несимметрия фазных напряжений, что может привести к повреждению токоприемников потребителей, включенных между фазным и нулевым проводами. Степень неравномерности нагрузки фаз трансформатора на стороне 380/220 В не должна превышать 10%. Степень или коэффициент неравномерности kи, определяется формулой
где Iмакс — значение тока в максимально загруженной фазе, А; Iср — среднее арифметическое значение токов всех фаз в тот же момент, А:
Проверка общей нагрузки, распределение нагрузки уровней напряжения по фазам производится не менее раз в год в характерные сутки в периоды максимальной и минимальной нагрузок трансформатора на сторонe вторичного напряжения. Внеочередная проверка делается при возникновении значительных изменений нагрузки (присоединение новых потребителей либо увеличение мощности существующих и т. д.). Значение нагрузки фаз измеряется на стороне 0,4 кВ токоизмерительными клещами со шкалой амперметра от 5 до 1000 А, а уровней напряжений — стрелочными вольтметрами со шкалой до 600 В.