Funzionamento di TP
Organizzazione dell'operazione tecnica. L'affidabilità del lavoro del TP dipende dalla qualità dei lavori di progettazione e costruzione e installazione, dal livello del suo lavoro, che deve essere svolto nel pieno rispetto delle linee guida e dei materiali di formazione esistenti.
Il corretto funzionamento tecnico di TP garantisce una manutenzione e una prevenzione tempestive e di alta qualità.
Vengono eseguiti lavori di manutenzione e prevenzione per prevenire il verificarsi e la rimozione di singoli danni e difetti che si sono verificati durante il funzionamento. Lo scopo di questo lavoro include ispezioni del sistema, misurazioni preventive e controlli TP.
Le ispezioni programmate di TP vengono prodotte durante il giorno secondo il programma approvato dall'ingegnere capo dell'impresa, ma almeno una volta ogni 6 mesi.
I controlli di emergenza di TP vengono eseguiti dopo interruzioni di emergenza delle linee elettriche, durante il sovraccarico delle apparecchiature, improvvisi cambiamenti meteorologici e fenomeni naturali (neve bagnata, ghiaccio, temporale, uragano, ecc.); tali controlli vengono effettuati in qualsiasi momento.
Revisioni di controllo di TP prodotte da ingegneri e personale tecnico almeno una volta all'anno... Di solito sono combinati con il controllo dei dispositivi di protezione contro i fulmini, l'accettazione di oggetti per il funzionamento in condizioni invernali, in vista di VL 6-10 o 0,4 kV, eccetera. Allo stesso tempo, viene specificato l'ambito della riparazione delle sottostazioni di trasformazione per il prossimo anno.
La prevenzione pianificata della PPR è divisa in attuale e di base. È prodotto per mantenere il TP in condizioni tecnicamente valide, garantendo un funzionamento affidabile ed economico a lungo termine ripristinando e sostituendo elementi e parti usurati.
Con l'attuale riparazione del TP una volta ogni tre o quattro anni, tutti i lavori vengono eseguiti per garantire il normale funzionamento tra riparazioni importanti.
Nei casi che non subiscono un ritardo prima della successiva riparazione importante, vengono eseguite riparazioni selettive preventive con un'unica sostituzione di singoli elementi e parti del TP. Il lavoro è svolto, di norma, da personale operativo operativo, supportato dalla valutazione dei rifiuti operativi.
La riparazione principale del TP viene eseguita una volta ogni sei-dieci anni per mantenere o ripristinare le condizioni di lavoro iniziali del TP. Gli elementi e le parti usurati vengono riparati o sostituiti con altri più durevoli ed economici per migliorare le prestazioni delle apparecchiature TP. Allo stesso tempo, durante la revisione, viene eseguita una revisione completa dell'attrezzatura TP con un'ispezione dettagliata, le misurazioni e le prove necessarie, con l'eliminazione delle carenze e dei difetti rilevati.
I lavori sono eseguiti da personale di riparazione speciale delle aree di rete, che viene mantenuto a spese del fondo di ammortamento previsto per le grandi riparazioni.La preparazione del TP per la sua messa in riparazione, l'accettazione di questa riparazione e la messa in servizio è effettuata dal personale operativo operativo delle regioni di rete.
A seconda delle condizioni delle strutture e delle apparecchiature della sottostazione, stabilite attraverso ispezioni, misurazioni preventive e ispezioni, i tempi di riparazione possono essere modificati con l'autorizzazione della gestione del sistema di alimentazione. Le riparazioni riparative di emergenza vengono eseguite quando vi è una necessità oltre la riparazione pianificata approvata.
Per un uso più efficiente della meccanizzazione esistente e una migliore esecuzione dei lavori nel minor tempo possibile, si raccomandano in alcuni casi misurazioni preventive e riparazioni importanti nel TP da eseguire centralmente con le forze di personale specializzato (laboratori , officine, ecc.) della società di rete elettrica.
La normale organizzazione del funzionamento del TP prevede la manutenzione sistematica della documentazione tecnica che caratterizza le apparecchiature elettriche e le sue condizioni, nonché la pianificazione e la rendicontazione dell'attuazione di lavori preventivi e di riparazione nel TP. L'elenco della documentazione tecnica, il suo contenuto (forma) e la procedura di manutenzione sono stabiliti e approvati dalla direzione del sistema di alimentazione.
Uno dei principali documenti tecnici è la scheda di riparazione del passaporto del TP e la scheda di riparazione del passaporto dei trasformatori installati su questo TP.
La scheda di riparazione del passaporto TP riporta tutti i dati tecnici e di progettazione per le apparecchiature installate, per le riparazioni e le ricostruzioni eseguite.Indica il numero di inventario, il tipo e l'ubicazione dell'installazione TP, il nome dell'organizzazione di progettazione e installazione, la data di messa in servizio del TP.
Nel passaporto viene disegnato uno schema elettrico unifilare del TP con un'indicazione dettagliata dei parametri delle apparecchiature HV e BT installate, sbarre, dispositivi di protezione contro i fulmini, dispositivi di misurazione elettrici, ecc.; è inoltre indicato il nome delle linee di alimentazione e dei collegamenti degli utenti.
Si disegna pianta e sezione della cabina di trasformazione, con indicazione delle dimensioni principali e dei materiali costruttivi, con l'applicazione di un anello di terra (per le cabine di trasformazione a palo e KTP, le sezioni non sono necessarie). La carta del passaporto registra le date ei risultati delle ispezioni dei dispositivi di protezione contro i fulmini, le misurazioni della resistenza dei circuiti di messa a terra, i dati sulle riparazioni e le prove preventive delle apparecchiature e sulla riparazione delle strutture TP.
Sul lato anteriore della carta di riparazione del passaporto di un trasformatore di potenza (o sul modulo di fabbrica) sono indicati i suoi principali dati tecnici: inventario e numeri di serie, tipo, schema e gruppo di connessioni, anno di produzione e messa in servizio, potenza in kilovolt- ampere , corrente e tensione nominale lato AT e BT, tensione x. NS. e k. z., massa del trasformatore, massa dell'olio, dimensioni. Il passaporto contiene anche informazioni sul motivo della rimozione e sul nuovo luogo di installazione del trasformatore, informazioni sull'installazione, rimozione e ricarica dei filtri del termosifone e posizioni dell'interruttore.
La data e il motivo della riparazione, il volume del lavoro svolto, i risultati dei test e delle misurazioni, nonché i difetti rilevati e non corretti, le note sul funzionamento dell'apparecchiatura TP e del trasformatore sono indicati nelle carte passaporti del TP e il trasformatore. Queste informazioni vengono inserite nei relativi moduli di passaporto entro e non oltre 5 giorni dal completamento dei lavori sulla base di atti e protocolli. Il passaporto o il modulo del trasformatore è conservato insieme al passaporto del TP in cui è installato. Ad ogni movimento del trasformatore, il passaporto viene trasferito insieme al trasformatore.
Al fine di determinare la possibilità di collegare nuovi consumatori e la necessità di sostituire trasformatori e apparecchiature TP, si raccomanda di tenere un registro dei consumatori e misurazioni di correnti e tensioni nel TP per l'area TP (sezione). Il registro registra per ogni TP i risultati della misurazione delle correnti di carico di tutte le connessioni BT, il carico totale del trasformatore e la sua disuniformità per fasi, nonché il valore di tensione delle sbarre TP. Le misurazioni vengono eseguite sul lato 0,4 kV 2-3 volte l'anno in diversi periodi dell'anno e del giorno.
La rendicontazione contabile consolidata dell'AT per la zona (sezione) è conservata nel giornale contabile dell'AT. Questo registro indica il numero di inventario e il tipo della cabina di trasformazione, il luogo di installazione, il nome e il numero della linea di alimentazione 6-10 kV e la fonte di alimentazione (stazioni 35-110 kV), i dati sui trasformatori (il loro numero in la sottostazione di trasformazione), la potenza di ciascuna in kilovolt-ampere, la tensione in kilovolt e la corrente in ampere).
Si consiglia di conservare un elenco di difetti, un elenco di difetti e un programma combinato annuale di riparazioni e lavori preventivi dalla documentazione principale. Il foglio dei difetti è il documento principale dell'ispezione TP ed è rilasciato all'elettricista dal comandante, indicando l'ambito dell'ispezione.Nel foglio, l'elettricista indica il numero TP, la data dell'ispezione, tutti i difetti e le carenze identificati durante l'ispezione e appone la sua firma. Al termine dell'ispezione, il foglio viene restituito al comandante, che lo controlla e fissa il termine per la rimozione dei difetti. Dopo aver rimosso i difetti, si prendono appunti sul foglio, si appongono la data e la firma del produttore dell'opera.
L'elenco dei difetti viene compilato dal comandante dell'area TP (sezione) sulla base di schede dei difetti, rapporti di prova, ecc. Materiali e attrezzature. La dichiarazione viene presentata alla rete per il trimestre fino alla fine dell'anno e viene utilizzata per pianificare i lavori di riparazione per l'anno successivo.
Il programma annuale di riparazione e manutenzione è compilato con una ripartizione per trimestre nell'ambito di ciascuna zona (sezione) del master TP e consolidato per la zona di rete con una ripartizione dei principali volumi di lavoro.
Il programma combinato contiene tre tipi di lavoro: riparazione di base e in corso, lavoro preventivo con un elenco di lavori eseguiti per ciascun tipo.Durante riparazioni importanti, ad esempio sostituzione di trasformatori, riparazione di dispositivi di misurazione, parte di costruzione della sottostazione di trasformazione, ecc.; durante le riparazioni di routine, viene eseguita una riparazione completa del TP con misurazioni preventive, durante i lavori preventivi - ispezione del TP, pulizia dell'isolamento, misurazione di carichi e tensioni, campionamento dell'olio, sostituzione del gel di silice, ecc.
Nella stesura del programma viene preso come base un piano pluriennale per riparazioni complesse, tenendo conto della rapidità della periodicità delle riparazioni e dei test, degli elenchi dei difetti, dello stato effettivo del TP, della natura del lavoro del principali utenti e l'ammontare del finanziamento. Man mano che il lavoro avanza, gli orari vengono contrassegnati mensilmente dal maestro e dal tecnico della documentazione.
Al fine di eseguire le riparazioni necessarie in casi di emergenza, nonché di sostituire le attrezzature estratte per riparazioni importanti, nelle imprese e nelle regioni della rete viene creata una composizione di emergenza e riparazione di attrezzature e materiali. La nomenclatura e la quantità di queste riserve sono determinate in base alle condizioni locali dalla direzione dell'azienda di trasmissione di energia e dal sistema elettrico.
Il funzionamento dei trasformatori consiste nel monitoraggio sistematico del loro carico, della temperatura dell'olio e del suo livello nell'espansore. Al carico nominale dei trasformatori raffreddati con olio naturale, la temperatura degli strati superiori dell'olio, secondo PTE, non deve superare i 95 ° C.
La temperatura di riscaldamento dei suoi avvolgimenti raggiunge contemporaneamente i 105 ° C, poiché la differenza di temperatura dagli avvolgimenti agli strati superiori dell'olio è di circa 10 ° C, ma va tenuto presente che ai carichi nominali la temperatura massima nel i punti più caldi delle bobine saranno 30 - 35 ° C più alti rispetto agli strati superiori dell'olio. La temperatura dell'olio negli strati inferiori è sempre inferiore rispetto a quelli superiori; quindi, a una temperatura dell'olio negli strati superiori di 80 ° C nella parte inferiore, sarà di 30-35 ° C, e nel mezzo del serbatoio del trasformatore - 65-70 ° C.
È noto che con una variazione del carico del trasformatore, la temperatura dell'olio sale o scende molto più lentamente della temperatura degli avvolgimenti. Pertanto, le letture dei termometri che misurano la temperatura dell'olio riflettono effettivamente i cambiamenti della temperatura degli avvolgimenti con un ritardo di diverse ore.
Di maggiore importanza per il normale funzionamento a lungo termine dei trasformatori è la temperatura dell'aria che li circonda. Nella Russia centrale varia da -35 a + 35 ° C. In questo caso la temperatura dell'olio nel trasformatore può superare la temperatura ambiente massima fino a 60 ° C e i trasformatori in queste aree possono funzionare con la potenza nominale indicata su la loro piastra. Quando la temperatura dell'aria è superiore a 35 ° C (ma non superiore a 45 ° C), il carico del trasformatore deve essere ridotto dell'1% della sua potenza nominale per ogni grado di eccesso della temperatura dell'aria .
La modalità di funzionamento dei trasformatori è determinata dai valori della corrente di carico, dalla tensione sul lato dell'avvolgimento primario e dalla temperatura degli strati superiori dell'olio.
In base ai requisiti del PUE, è necessario controllare periodicamente la tensione nella rete e il carico sui trasformatori, totale e ciascuna delle fasi, secondo il programma nei periodi di carico massimo e minimo al fine di identificarne la irregolarità. La tensione fornita al trasformatore step-down non deve superare di oltre il 5% il valore di tensione corrispondente a questo ramo dell'avvolgimento AT.
Di norma, i trasformatori non devono essere sovraccaricati oltre la potenza nominale. Tuttavia, i trasformatori TP non sono sempre caricati uniformemente alla potenza nominale durante il giorno o durante tutto l'anno. A questo proposito, è consentito il sovraccarico dei trasformatori dovuto al sottoutilizzo della loro capacità durante i periodi di sottocarico.
Il carico, ad esempio, dei TP rurali spesso oscilla dal 15 al 100% durante il giorno e la durata del suo massimo a volte non supera 1-2 ore. è solo del 40-60%. Date queste caratteristiche, in inverno il trasformatore può essere ulteriormente sovraccaricato dall'1% della sua potenza nominale all'1% del suo sottocarico in estate, ma non più del 15%. Il sovraccarico invernale totale a lungo termine dovuto al sottocarico giornaliero ed estivo è consentito fino al 30% della potenza nominale del trasformatore funzionante all'aperto e fino al 20% all'interno.
Al termine del sovraccarico, la temperatura di surriscaldamento delle singole parti del trasformatore non deve superare i limiti consentiti. Il sovraccarico ammissibile e la sua durata per i trasformatori in bagno d'olio possono essere rilevati dalle curve di portata.
Oltre ai sovraccarichi specificati, è consentito il sovraccarico a breve termine nelle modalità di emergenza per i trasformatori precedentemente scaricati in funzione. I sovraccarichi di emergenza, indipendentemente dalla durata e dal valore del carico precedente e dalla temperatura ambiente, sono consentiti entro i seguenti limiti:
Sovraccarico ma corrente,% rispetto al valore nominale 30 45 60 75 100 200 Durata del sovraccarico, min 120 80 45 20 10 1,5
Anche la distribuzione uniforme del carico sulle fasi è importante. Il carico irregolare provoca un ulteriore riscaldamento dell'olio e degli avvolgimenti del trasformatore, che porta all'invecchiamento prematuro dell'avvolgimento e dell'isolamento dell'olio e può danneggiare il trasformatore.
Inoltre, ciò crea un'asimmetria delle tensioni di fase, che può causare danni ai pantografi delle utenze collegati tra i conduttori di fase e neutro. Il grado di disuniformità del carico delle fasi del trasformatore sul lato 380/220 V non deve superare il 10%. Il grado o coefficiente di irregolarità ki è determinato dalla formula
dove Imax è il valore della corrente nella fase di massimo carico, A; Iav — il valore medio aritmetico delle correnti di tutte le fasi allo stesso tempo, A:
Viene controllato il carico totale, la distribuzione del carico dei livelli di tensione per fase viene eseguita almeno una volta all'anno in una giornata tipo durante i periodi di massimo e minimo carico del trasformatore sul lato della tensione secondaria. Un controllo di emergenza viene eseguito quando si verificano variazioni significative del carico (connessione di nuove utenze o aumento della capacità di quelle esistenti, ecc.).Il valore del carico di fase viene misurato sul lato 0,4 kV con una pinza amperometrica con scala amperometrica da 5 a 1000 A, e i livelli di tensione con voltmetri a quadrante con scala fino a 600 V.