Электрослужба предприятия

Введение

В связи с развитием промышленности и жилищно-коммунального строительства в городах растёт народно-хозяйственное значение городских электрических сетей и к ним предъявляются всё более высокие требования надёжного и бесперебойного снабжения электроэнергией потребителей.

В силу этого значительно повышаются требования к квалификации работников городских электросетей.

Производственная практика является органической частью учебного процесса и эффективной формой подготовки специалиста к трудовой деятельности. Основной целью практики является получение первичных профессиональных умений и навыков электромонтера на основе изучения работы конкретного предприятия для освоения современного электрооборудования.

Для достижения вышеуказанной цели во время производственной практики для получения первичных профессиональных навыков должны быть решены следующие задачи:

Закрепление и совершенствование знаний и практических навыков, полученных во время обучения;

Подготовка к осознанному и углубленному изучению общепрофессиональных и специальных дисциплин;

Формирование умений и навыков в выполнении электромонтажных работ;

Овладение первоначальным профессиональным опытом

1. Характеристика предприятия

АО «Нижновэнерго» образовано в 1993 году в результате приватизации Нижегородского производственного объединения энергетики и электрификации «Нижегородэнерго» в соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 14 августа 1992 года №922 «Об особенностях преобразования государственных предприятий, объединений, организаций топливно-энергетического комплекса в акционерные общества». В связи с преобразованием ПО в АО была проведена эмиссия 3919400 обыкновенных и 1063512 привилегированных акций номиналом 25000 руб. Выпуск ценных бумаг зарегистрирован Финансовым управлением (ФУ) администрации Нижегородской области 25 августа 1993 года. После переоценки основных фондов в 1995 году была проведена конвертация акций номиналом 25000 руб. в акции номиналом 85000 руб. В связи с деноминацией рубля в 1998 году номинальная стоимость акций компании была снижена в 1000 раз.

Нижновэнерго является правопреемником Нижегородского производственного объединения энергетики и электрификации. Компания входит в Нижегородскую энергосистему, установленная мощность которой составляет 1851 МВт. Она складывается из мощностей Нижновэнерго (1331 МВт) и станции федерального значения Нижегородской ГЭС (520 МВт).

В состав Нижновэнерго в свою очередь входят Дзержинская ТЭЦ (435 МВт), Сормовская ТЭЦ (340 МВт), Новогорьковская ТЭЦ (325 МВт) и Нижегородская ГРЭС (144 МВт). Кроме того, Нижновэнерго объединяет 8 предприятий электрических сетей (Центральные электрические сети, Арзамасские электрические сети, Балахнинские электрические сети, Кстовские электрические сети, Семеновские электрические сети, Сергачские электрические сети, Уренские электрические сети, Южные электрические сети), а также сбытовые, ремонтные и другие подразделения. Всего в состав Нижновэнерго входит 18 структурных единиц.

Основным направлением деятельности Нижновэнерго является производство, передача и распределение тепловой и электрической энергии на территории Нижегородской области. При этом следует отметить, что компания является энергодефицитной. Около 63% потребности области в электроэнергии обеспечивается за счет покупки с ФОРЭМ (федерального оптового рынка электроэнергии и мощности) и от блокстанций, работающих в параллели с энергосистемой.

Производственное отделение «Сергачские электрические сети»

·              Адрес: Нижегородская обл., г. Сергач, ул. Выездная, 18.

·              Телефон: (83191) 5-50-68, (83191) 6-23-59.

Начальник производственного отделения - Андрей Геннадьевич Захаров

Районные электрические сети ПО «Сергачские ЭС»

·              Бутурлинский РЭС

·              Гагинский РЭС

·              Княгининский РЭС

·              Кр. Октябрьский РЭС

·              Пильнинский РЭС

·              Сергачский РЭС

·              Сеченовский РЭС

·              Спасский РЭС

История ПО

В 1963 году в составе предприятия «Арзамасские электросети» был образован Сергачский РЭС. Небольшой коллектив молодого района обслуживал несколько только что пущенных подстанций и ЛЭП. Другим направлением работы нового подразделения стала активная помощь строителям в возведении новых энергетических объектов. Буквально за несколько лет протяженность воздушных линий и число подстанций в южных районах области значительно выросли. Разрозненные сети, начавшие интеграцию в единую энергосистему, электрификация сел и деревень, - все эти события обозначили необходимость создания самостоятельного электросетевого предприятия.

Подразделение энергосистемы «Сергачские электрические сети» было образовано приказом министра энергетики СССР от 23 марта 1969 года. Его задачей стало бесперебойное и качественное снабжение электрической энергией семи юго-восточных районов области.

Первыми руководителями электросетей стали директор А.Н. Вищаненко и главный бухгалтер И.С. Андреева. На их плечи легла тяжесть организации и становления предприятия. На балансе сетей в то время находились 11 подстанций 35 - 110 кВ общей мощностью 54,9 МВА и 6062 км воздушных линий электропередачи, которые обслуживал коллектив, состоявший из 275 человек. Некоторые участки, вошедшие в энергопредприятие, перешли из других районов Арзамасских электросетей.

Персонал нового предприятия, прежде всего, занялся созданием производственной базы. Строились мастерские и гаражи, административные и жилые здания. Одновременно шло развитие основного хозяйства.

В течение 1969-1974 годов была возведена Салганская подстанция и несколько линий среднего и высокого напряжения. Позднее пуск новых энергообъектов шел одновременно с реконструкцией старых. За десятилетие вошли в строй 8 подстанций, десятки километров ЛЭП, монтировалось новое мощное оборудование. Так, на ПС «Сергач» начала работать установка АТ-1 мощностью 125 МВА.

Вторая половина 1980-х годов стала очень напряженной для персонала электросетей. В 1986 году была пущена Сеченовская подстанция 220 кВ. Ее ввод в действие стал большим событием не только для предприятия, но и для всей энергосистемы. Строилась эта подстанция для питания мощной компрессорной станции газопровода «Дружба», но появившиеся мощности позволили решить и многие проблемы девяти административных районов юго-востока области. Прямая линия электропередачи высокого напряжения связала этот регион с единой российской энергосистемой, что позволило эффективно перераспределять излишки энергии. При монтаже распределительного пункта (РП-220) впервые было применено смелое технологическое решение - он питал не только подстанции следующей ступени, но и напрямую был подключен к оборудованию газоперекачивающей системы. На питающих линиях были установлены 12 трансформаторов по 63 МВА каждый.

С 1985 по 1987 год была проведена электрификация Сергачского участка железной дороги. Для этого была создана тяговая подстанция с двумя питающими линиями.

Вместе с проведением новых работ по электрификации, пуском новых подстанций, энергетики обновляли и усиливали мощности действующих ПС. На них устанавливались более мощные трансформаторы, велась работа по автоматизации процессов.

2. ПТБ

Порядок организации работ по наряду-допуску:

К работе на электрообъектах предприятия допускаются лица, имеющие удостоверение о присвоении им соответствующей квалификационной группы по электробезопасности.

Удостоверение выдается после сдачи экзамена на знание «Правил эксплуатации электроустановок потребителей», «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», «Единых правил безопасности при разработке полезных ископаемых открытым способом» и инструкций применительно к профессии или занимаемой должности.

Лица, обслуживающие электроустановки, при производстве работ должны иметь при себе удостоверение о присвоении квалификационной группы.

Работы в электроустановках производятся по наряду-допуску, распоряжению, в порядке текущей эксплуатации.

Наряд-допуск - это задание на безопасное производство работы, оформленное на специальном бланке установленной формы и определяющее содержание, место работы, время ее начала и окончания, условия безопасного проведения, состав бригады и лиц, ответственных за безопасность выполнения работы, и пр.

Право выдачи нарядов-допусков и распоряжений предоставляется лицам, уполномоченным на это распоряжением лица, ответственного за электрохозяйство предприятия, подразделения. Указанные лица должны иметь квалификационную группу.

Список лиц, которые могут назначаться ответственными руководителями и производителями работ по нарядам-допускам и распоряжениям, а также наблюдающими за выполнением работ, утверждается ответственным за электрохозяйство предприятия, подразделения.

При производстве работ по наряду-допуску или распоряжению с записью в оперативном журнале обязанности допускающего выполняют:

на экскаваторе - машинист экскаватора или специально назначенное лицо;

в распределительных устройствах и передвижных трансформаторных подстанциях - лицо оперативного и оперативно-ремонтного персонала или лицо, специально на это уполномоченное, с квалификационной группой не ниже IV.

Электроустановки по условиям электробезопасности разделяются на:

электроустановки напряжение до 1000В;

электроустановки напряжением свыше 1000В.

Электроустановки должны быть укомплектованы испытанными. Готовыми к использованию защитными средствами. А также средствами оказания первой медицинской помощи.

В отношении опасности поражения людей электрическим током различаются:

помещения без повышенной опасности;

помещения с повышенной опасностью;

особо опасные помещения;

особо неблагоприятные условия работ.

МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ ПРАВИЛА по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ Р М - 016 - 20001, РД 153-34.0-03.150-00 с изменениями и дополнениями введенными в действие в 2003 г. распространяются на работников организаций независимо от форм собственности и организационно-правовых форм и других физических лиц, занятых техническим обслуживанием электроустановок, проводящих в них оперативные переключения, организующих и выполняющих строительные, монтажные, наладочные, ремонтные работы, испытания и измерения.

Руководитель потребителя назначается приказом ответственного за электрохозяйство организации и его заместителя из числа руководителей и специалистов Потребителя, прошедшего проверку знаний, имеющего удостоверение и квалификационную группу по электробезопасности:- в электроустановках напряжением выше 1000 В, или- в электроустановках напряжением до 1000 В.

Проверка знаний у ответственного за электрохозяйство Потребителя, его заместителя, специалиста по охране труда, инспектирующего электроустановки, проводится в комиссии органов госэнергонадзора.

Обслуживание электротехнологических установок (сварка, электролиз), а также сложного электронасыщенного производственно-технологического оборудования, при работе которого требуется постоянное техническое обслуживание и регулировка электроаппаратуры, электроприводов, ручных электрических машин, переносных и передвижных электроприемников, переносного электроинструмента должен осуществлять электротехнологический персонал (II и выше группа по электробезопасности).

Эксплуатацию электроустановок должен осуществлять подготовленный электротехнический персонал, который подразделяются на административно - технический, оперативный, ремонтный, оперативно-ремонтный.

3. Общая часть

Оперативно-диспетчерская служба

Оперативно-диспетчерская служба (далее - ОДС) является структурным подразделением Производственного отделения «Сергачские электрические сети» (далее ПО «Сергачские ЭС») филиала «Нижновэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья».

Создание и ликвидация ОДС осуществляется на основании приказа генерального директора ОАО «МРСК Центра и Приволжья».

ОДС подчиняется непосредственно заместителю начальника по техническим вопросам - главному инженеру ПО «Сергачские ЭС».

Целью деятельности ОДС является обеспечение надежного и качественного снабжения потребителей электрической энергией.

ОДС в своей деятельности руководствуется:

Ø  действующим законодательством РФ;

Ø  Уставом ОАО «МРСК Центра и Приволжья»;

Ø  Решением общих собраний акционеров, Совета Директоров, Правления ОАО «МРСК Центра и Приволжья»;

Ø  Политикой ОАО «МРСК Центра и Приволжья» в области качества, профессионального здоровья, безопасности труда и охраны окружающей среды;

Ø  руководством по качеству ОАО «МРСК Центра и Приволжья»;

Ø  стандартами ОАО «МРСК Центра и Приволжья»;

Ø  приказами и распоряжениями ОАО «МРСК Центра и Приволжья» и Филиала;

Ø  настоящим Положением;

Ø  Коллективным договором;

Ø  Правилами внутреннего трудового распорядка;

Ø  Правилами Кодекса корпоративной этики;

Ø  законодательными и иными нормативно-правовыми актами по охране труда, промышленной безопасности, пожарной безопасности Российской Федерации и Нижегородской области;

Ø  государственными стандартами Российской Федерации;

Ø  межотраслевыми и отраслевыми правилами по охране труда, правилами устройства и безопасной эксплуатации;

Ø  государственными санитарно-гигиеническими правилами и нормами;

Ø  правилами устройства электроустановок;

Ø  правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации;

Ø  отраслевыми типовыми техническими и оперативными инструкциями;

Ø  должностными инструкциями;

Ø  техническими и оперативными инструкциями филиала;

Ø  оперативными инструкциями вышестоящего диспетчерского центра - Нижегородского Регионального Диспетчерского Управления;

Ø  местными техническими и оперативными инструкциями;

Ø  приказами и распоряжениями ПО;

Основные задачи.

Основными задачами ОДС являются:

1.     Круглосуточное руководство оперативной работой в электросетях.

2.     Разработка, внедрение и ведение надежных и экономичных режимов сетей, находящихся в оперативном управлении и ведении диспетчера сетей.

3.     Обеспечение правильного руководства над производством оперативных переключений, пусков и остановов оборудования, находящегося в оперативном управлении и ведении диспетчера сетей.

4.      Организация локализации аварий и восстановления режимов работы оборудования, находящегося в оперативном управлении и ведении диспетчера сетей.

5.     Выполнение требований к качеству транспортируемой потребителю электрической энергии.

6.      Планирование и подготовка к производству ремонтных работ.

Организационная структура управления

ОДС

Организация управления.

1. Организационная структура и штатное расписание ОДС утверждаются генеральным директором ОАО «МРСК Центра и Приволжья».

. Настоящее Положение вступает в силу с момента его утверждения начальником ПО.

.В состав ОДС входят:

Ø Начальник ОДС;

Ø  Инженер по расчетам и режимам;

Ø 5 диспетчеров ОДС;

4. Сотрудники ОДС назначаются и освобождаются от занимаемых должностей приказом начальника ПО.

. Квалификационные требования, функциональные обязанности, права и ответственность регламентируются для работников ОДС настоящим Положением и должностными инструкциями, утвержденными начальником ПО.

Ответственность

1. Начальник ОДС и сотрудники службы, в соответствии с распределением прав и обязанностей, установленных соответствующими положениями, должностными инструкциями и настоящим Положением, несут ответственность за несвоевременное и / или некачественное выполнение основных задач и функций ОДС, невыполнение показателей премирования ОДС.

2. На начальника ОДС возлагается персональная ответственность за:

Ø несоответствие законодательству издаваемых ОДС локальных нормативных и иных документов;

Ø несвоевременное и / или некачественное выполнение возложенных настоящим Положением основных задач и функций ОДС, невыполнение показателей премирования ОДС.

3. Персональная ответственность сотрудников оперативно-диспетчерской службы устанавливается должностными инструкциями

Служба изоляции и защиты от перенапряжений

Служба изоляции и защиты от перенапряжений (далее - СИиЗП) является структурным подразделением Производственного отделения «Сергачские электрические сети» (далее ПО «Сергачские ЭС») филиала «Нижновэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья».

СИиЗП подчиняется непосредственно заместителю главного инженера ПО «Сергачские ЭС», а в административном отношении заместителю начальника по техническим вопросам - главному инженеру ПО «Сергачские электрические сети».

Методическое руководство СИиЗП осуществляет группа диагностики и измерений службы эксплуатации филиала «Нижновэнерго».

СИиЗП возглавляет начальник службы. Начальник службы назначается и освобождается от занимаемой должности приказом начальника ПО «Сергачские ЭС» (далее - начальник ПО), по представлению заместителя директора по техническим вопросам - главного инженера и по согласованию с заместителем генерального директора - директором филиала «Нижновэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья».

В зону обслуживания СИиЗП входит:

За СИиЗП закреплено следующее оборудование и устройства:

Передвижная электролаборатория (ЛВИ-1)

Стационарная электролаборатория

Хим. лаборатория

СИиЗП в своей деятельности руководствуется:

Действующим законодательством РФ;

. Уставом ОАО «МРСК Центра и Приволжья»;

. Положением о Филиале;

. Решением общих собраний акционеров, Совета Директоров, Правления ОАО «МРСК Центра и Приволжья»;

. Политикой ОАО «МРСК Центра и Приволжья» в области качества, профессионального здоровья, безопасности труда, охраны окружающей среды и энергетического менеджмента;

Руководством по Интегрированной системе менеджмента ОАО «МРСК Центра и Приволжья»;

. Стандартами ОАО «МРСК Центра и Приволжья»;

. нормативными документами Филиала;

. Приказами и распоряжениями ОАО «МРСК Центра и Приволжья» и Филиала;

. Настоящим Положением;

. Коллективным договором;

. Правилами внутреннего трудового распорядка;

. Правилами Кодекса корпоративной этики;

. Законодательными и иными нормативно-правовыми актами по охране труда, промышленной безопасности, пожарной безопасности Российской Федерации и Нижегородской области;

. Государственными стандартами Российской Федерации;

16. Межотраслевыми и отраслевыми правилами по охране труда, правилами устройства и безопасной эксплуатации;

17. Государственными санитарно-гигиеническими правилами и нормами;

Основные задачи

Основными задачами СИиЗП являются:

1. Диагностика и организация эксплуатации изоляции электрооборудования на объектах ПО.

2. Техническое руководство в области защиты от перенапряжений.

. Организация контроля эксплуатации трансформаторного масла.

. Организация контроля эксплуатации заземляющих устройств.

. Испытание средств защиты (далее - СЗ).

. Организация ремонтов трансформаторов в распределительных сетях.

Организация управления

1.   Организационная структура и штатное расписание СИиЗП утверждаются генеральным директором ОАО «МРСК Центра и Приволжья».

. Настоящее Положение вступает в силу с момента его утверждения начальником ПО.

.В состав СИиЗП входят:

Начальник службы - 1 чел.

Инженер 2 категории - 1 чел.

Инженер - 1 чел.

Техник 1 категории - 1 чел.

Электромонтер по испытаниям и измерениям 4 разряда - 2 чел.

Электромонтер по испытаниям и измерениям 5 разряда - 1 чел.

Электромонтер по обслуживанию электрооборудования 4 разряда-1 чел.

4. Сотрудники СИиЗП назначаются и освобождаются от занимаемых должностей приказом начальника ПО.

5. Квалификационные требования, функциональные обязанности, права и ответственность регламентируются для начальника СИиЗП настоящим Положением, работников СИиЗП настоящим Положением и должностными инструкциями, утвержденными начальником ПО.

ПС Полюс

1 «Инструкция по производству оперативных переключений на ПС Полюс-110/10кВ» (далее по тексту - Инструкция) является необходимым приложением к местной «Инструкции по организации и порядку оперативных переключений в электроустановках Сергачских электрических сетей». В Инструкции рассматриваются общий порядок и местные особенности оперативных переключений на ПС Полюс-110/10кВ.

2 Знание Инструкции обязательно для следующих работников:

- Электромонтеров по обслуживанию ПС Полюс-110/10кВ (дежурные)

- Диспетчеров ОДС Сергачских электрических сетей.

Диспетчеров Сергачского РДП

Лиц, имеющих оперативные права по ПС Полюс -110/10кВ

3 Инструкция не является типовыми бланками переключений. Порядок переключений, изложенный в Инструкции, может отличаться от требований, предъявляемых к бланкам переключения:

- В Инструкции могут содержаться не конкретные операции с указанием оперативных наименования ключей, накладок, автоматов в цепях вторичной коммутации, как этого требует порядок составления бланка переключений, а операции, указывающие в общем виде цель выполнения переключений во вторичных цепях;

в Инструкции может быть указана дополнительная информация в скобках, либо - в виде сносок, примечаний и пр.

Таким образом, Инструкцию следует рассматривать как пособие для производства переключений, в т.ч. с применением бланков переключения.

Например, необходимые по бланку переключений три операции «1. Ключ «АВР-10кВ» на панели МВ-10кВ Т-1 перевести в положение отключено. 2. Ключ «АВР-10кВ» на панели МВ-10кВ Т-2 перевести в положение отключено. 3. Ключ «АВР-10кВ» на панели СМВ-10кВ перевести в положение отключено.» Инструкция задает одной фразой «вывести АВР СМВ-10кВ»

4 Инструкция не охватывает всех возможных видов переключений и имеет своей целью дать основные положения, определяющие порядок и последовательность переключений.

5 Бездумное переписывание порядка выполнения операций, содержащегося в Инструкции, в бланк переключения недопустимо. Лица, выполняющие переключения, обязаны четко представлять, чем вызвана необходимость выполнения каждой операции и всего бланка переключений в целом.

6 Ответственность за правильность оперативных переключений несет лицо, составившее конкретный бланк переключений и ведущее переключения, а также лицо, проверившее бланк переключений и ведущее контроль за оперативными переключениями. Составители Инструкции ответственность за правильность оперативных переключений не несут

7 Все переключения на ПС, кроме единичных операций коммутационными аппаратами, должны производится по БП двумя лицами с правом оперативных переключений и контроля оперативных переключений на ПС.

8 Так как неоднозначность правильного понимания исключена, допускается:

- порядковые номера в оперативных наименованиях силовых трансформаторов, трансформаторов собственных нужд и трансформаторов напряжения писать в нескольких вариантах, например: Т-1, Т1, Т №1, ТСН-1, ТСН1, ТСН №1, ТН-1, ТН1, ТН №1.

опускать единицы измерения после обозначения номинала напряжения оборудования, например: «МВ-10 Т-1» вместо «МВ-10кВ Т-1»

использовать в оперативных наименованиях заземляющих ножей сокращение «в ст.» вместо «в сторону»

«ЗН на ЛР-35кВ Петряксы-Ратово в ст. СШ-35кВ» вместо «ЗН ЛР-35кВ Петряксы-Ратово в ст. СШ-35кВ»

9 Оперативному персоналу следует помнить, что на ПС существуют особо опасные места для производства работ, и при подготовке рабочего места и допуске ремонтного персонала необходимо это учитывать. Меры безопасности при работе на особо опасных местах ПС должны соответствовать мерам, указанным в перечне особо опасных мест, периодически предоставляемым на места службой ПС.

10  Оперативному персоналу следует помнить, что, исходя из проектного исполнения схемы управления отделителями 110кВ, дистанционное отключение отделителем возможно только при замкнутых штепсельных разъемах цепей оперативного управления соответствующего вводного выключателя 10кВ. Оперативный ток на эти цепи управления должен быть подан.

11  Оперативному персоналу следует помнить, что на 1СцШ-10кВ ПС установлены блоки РЗА ВВ-10кВ типа «Темп». При отсутствии основного питания с СН-0,4кВ, коммутация ВВ-10кВ может осуществляться при помощи присоединения в специальные разъемы постороннего источника оперативного постоянного тока напряжением от 12 до 30 В (батарейка типа «Крона», автомобильный аккумулятор и пр.)

12  Оперативному персоналу следует помнить, что вывод в ремонт трансформатора собственных нужд отдельно от соответствующего силового трансформатора возможен только после получения согласования персонала СРЗАиМ. Данное требование обусловлено тем, что на некоторых ПС проектные схемы питания РЗиА силовых трансформаторов предусматривают подключение питания основных защит силового трансформатора непосредственно с ошиновки 0,4кВ трансформаторов собственных нужд до вводного автомата. В этом случае, во избежание потери основных защит силового трансформатора, необходим комплексный вывод в ремонт силового трансформатора вместе с присоединенным к нему трансформатором собственных нужд, либо ускорение резервных защит силового трансформатора.

13  При ликвидации аварии и отсутствии связи с вышестоящим оперативным персоналом дежурным разрешается проводить следующие виды переключений:

·   Включение в работу отключившихся тупиковых ВЛ-10кВ.

·   Подача напряжения на обесточенную СцШ-10кВ от основного питающего трансформатора.

·   Подача напряжения на обесточенную СцШ-10кВ от резервного питающего трансформатора, в случае отключения основного трансформатора.

·   Отключение силовых трансформаторов.

Схема ПС Полюс

. Индивидуальное задание

трансформатор диспетчерский перенапряжение

Осмотр и текущий ремонт трансформаторов

Осмотр трансформаторов на тяговых подстанциях с оперативно-ремонтным персоналом проводится ежедневно, а начальником тяговой подстанции - 1 раз в 15 дней в ночное время (проверка коронирования, разряда, нагрева токоведущих частей). Внеочередные осмотры понизительных и преобразовательных трансформаторов, а также трансформаторов собственных нужд производят при резком понижении температуры, при отключении их от действия газовой или дифференциальной защиты. На тяговых подстанциях, не имеющих постоянного оперативно-ремонтного персонала, осмотры проводятся в сроки, установленные местными инструкциями, но не реже 1 раза в 10 дней.

При осмотре трансформаторов проверяют:

режим работы;

уровень масла во вводах (давление - в герметичных вводах) и в расширителе и соответствие его показанию термометра;

состояние кожухов трансформаторов и отсутствие течи масла в местах уплотнения; вводов (отсутствие следов разрядов, трещин, сколов, загрязнений); ошиновки, кабелей (отсутствие нагрева контактных соединений); маслоочистительных устройств непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров и влагопоглощающих патронов, контрольного силикагеля по его цвету; маслосборных и маслоохлаждающих устройств;

исправность устройств сигнализации и пробивных предохранителей, рабочего и защитного заземления;

соответствие указателей положения устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) на трансформаторе и щите управления;

наличие постороннего неравномерного шума и потрескивание внутри трансформатора;

целостность мембраны выхлопной трубяж

целостность фундаментов и площадок вокруг трансформаторов наружной установки.

В зимнее время необходимо дополнительно обращать внимание на натяжение проводов ошиновки и спусков к вводам.

Во время осмотров не допускается выполнения каких-либо работ. Осмотры трансформаторов можно проводить как под напряжением, так при отключенном состоянии одновременно с их ремонтом.

Текущий ремонт силовых трансформаторов без РПН напряжением 35 кВ и выше должен производиться 1 раз в 2 года; трансформаторов с РПН -1 раз в год; остальных - не реже 1 раза в четыре года, а трансформаторов, обслуживаемых по нормативам, - 1 раз в 2 года. Ремонт производится со снятием напряжения бригадой из трех исполнителей. Текущий ремонт силового трансформатора включает в себя следующие операции, выполняемые последовательно. При проверке состояния трансформатора и чистке бака после отключения тщательно осматривают все доступные места, детали, состояние защитного заземления. В первую очередь проверяют на ощупь равномерность нагрева радиаторов; при обнаружении радиатора, нагретого менее других, обязательно выявляют причину и устраняют ее. Перед отключением, а в местах, недоступных для осмотра, непосредственно после отключения проверяют нагрев контактов в местах присоединений. Проверку ведут по термоиндикаторам, свечам, с помощью оборудования «Thermovision 550». Контакты, имеющие чрезмерный нагрев, перебирают, зачищают контактные поверхности бархатным напильником или стеклянной бумагой. Подтягивают болтовые крепления заземления, проверяют надежность сварных соединений. Удаляют грязь с крышки, бака, радиатора, расширителя и проверяют состояние сливного крана, нижних пробок радиатора. Закрепляют спускной кран и пробки, при необходимости заменяют набивку, затягивают болты крышки и радиаторов.

У сухих трансформаторов выявляют места нагрева контактов на стяжных шпильках, проверяют их сопротивление изоляции. При обнаружении перегрева контактов или пониженного сопротивления их перебирают.

При осмотре и удалении грязи под расширителем прочищают медную сетку внизу дыхательной трубки. Протирают маслоуказатель 1, спускают грязное масло и водный осадок, открыв кран сообщения с расширителем.

Проверяют работу маслоуказателя, спуская для этого часть масла из расширителя, а затем снова заливая его. Проверяют уплотнения и целостность стеклянной трубки. При необходимости устанавливают контрольные отметки уровня масла на расширителе при температурах окружающей среды -45; +15 и +40 С. Подтягивают крепления, при необходимости доливают масло в расширитель и маслонаполненные вводы.

При чистке изоляторов их протирают салфеткой, смоченной в уайт-спирите, а затем сухой салфеткой. Пыль и грязь с фланцев удаляют скребком и ветошью. На поверхности изоляторов не должно быть пыли, грязи, следов разрядов и течи масла, трещин и сколов фарфора. Допускается оставлять в работе изоляторы со сколом ребра не более 60 мм по окружности и 5 мм в глубину, сколом юбки не более 3 см² и наличием царапин длиной не более 25 мм и глубиной 0,5 мм. На все сколы и царапины, временно остающихся в эксплуатации изоляторов наносится покрытие влаго-маслостойким лаком или эмалью (№1201).

При проверке работы механизма привода регулирования напряжения и системы охлаждения отключают и заземляют трансформатор, отворачивают центральный стопорный болт механизма привода регулирования напряжения, после чего опробуют работу привода при всех трех положениях. Мостом постоянного тока Р-333 замеряют сопротивление обмоток трансформатора. Оно должно отличаться от паспортных данных не более чем на 20%. Мегаомметром проверяют сопротивление изоляции обмоток двигателей вентиляторов охлаждения; при значениях менее 1 МОм двигатель снимают для сушки.

Смену силикагеля выполняют в термосифонных и воздухоочистительных фильтрах по результатам химического анализа масла. При этом кислотность масла может быть снижена непрерывной автоматической регенерацией масла в трансформаторе через термосифонные фильтры. Для ограничения увлажнения масла (при поступлении влажного воздуха из-за понижения уровня масла в расширителе) устанавливаются воздухоочистители на термосифонные фильтры. Контроль за осушителем (силикагелем) в эксплуатации заключается главным образом в наблюдении за его окраской. При появлении голубой окраски отдельных кристаллов следует усилить надзор за фильтром, а когда большая часть осушителя примет голубую окраску, осушитель должен быть заменен.

При проверке газовой защиты с реле ПГ-22 сначала определяют правильность установки трансформатора, который должен стоять с уклоном не более 1-1,5%, а маслопровод от трансформатора к расширителю должен иметь уклон не менее 2-4%. Для образования необходимого уклона под катки трансформатора со стороны расположения газового реле подкладывают прокладки. Очищают корпус газового реле от грязи и масла. Снимают крышку с контактной колодки и проверяют надежность присоединения жил кабеля к клеммам реле. Затем надевают на кран газового реле гибкий шланг насоса, закрывают кран на маслопроводе от трансформатора к расширителю и прокачивают насосом воздух в газовое реле, включенное на сигнал. Включают масляный выключатель трансформатора. Аналогично проверяют работу газового реле на отключение, при этом сливают масло из газового реле при закрытом кране в расширитель, выпускают воздух на реле и закрывают контакты реле крышкой.

В силовых трансформаторах используется газовых реле, оно находится ниже уровня масла в расширителе, поэтому оно нормально заполнено маслом. При медленном накоплении газа в верхней части реле газовая защита срабатывает на сигнал; на отключение трансформатора она срабатывает при внутренних повреждениях, сопровождающихся бурным выделением газов и быстрым (толчкообразным) перемещение масла из бака в расширитель.

Во всех случаях срабатывания газовой защиты (на сигнал или отключение) производится осмотр трансформатора и газового реле. При этом проверяют уровень масла в расширителе, отсутствие течей, целостность мембраны выхлопной трубы. Через смотровое окно определяют наличие в корпусе реле газа, его окраску, объем и отбирают пробу газа для химического анализа, для чего используют переносные газоанализаторы, аспираторы различных конструкций, резиновые отсасывающие баллоны, металлические газосборники и другие устройства. Очень важно, чтобы при пользовании имеющимися на подстанции приборами персонал был заранее обучен приемам отбора проб, так как при неправильном отборе результаты анализа могут быть ошибочными.

По объему газа в реле судят о степени повреждения, а по составу газа - о его характере и источнике выделения: разложение масла или твердой изоляции, так как сильные перегревы тех или иных изоляционных материалов вызывают выделение газа вполне определенного состава. Например, присутствие в смеси газов большого количества окисий углерода свидетельствует о разложении твердой изоляции.

Предварительная оценка состояния трансформатора производится на основании проверки цвета и горючести газа. Бело-серый цвет газа свидетельствует о повреждении бумаги и картона, желтый-дерева, темно-синий или черный - масла. Горючесть газа является признаком повреждения внутри трансформатора. К ее определению приступают лишь после отбора пробы газа на химический анализ. Если газ, отобранный на пробу из краника реле, загорается от поднесенной спички, трансформатор не может оставаться в работе или включаться в работу (после автоматического отключения) без испытаний и внутреннего осмотра. Если в газовом реле будет обнаружен воздух (негорючий газ без цвета и запаха), то его следует выпустить из реле. В этом случае при отсутствии внешних признаков повреждений и несрабатывания (дифференциальной защиты) трансформатор может быть включен в работу без внутреннего осмотра.

На практике отмечены случаи ложного срабатывания газовой защиты на отключение трансформатора, вызванные неисправностью цепей вторичных соединений защиты: а также прохождением сквозных токов КЗ, когда электродинамическое взаимодействие между витками обмоток передается толчком маслу в момент соединения двух объемов, давления в которых различны. Например, газовая защита срабатывала во время открытия крана на линии, соединяющей расширитель трансформатора с эластичным резервуаром, после очередной подпитки его азотом. Характерным для всех этих случаев было отсутствие газа в реле. Оно оставалось заполненным маслом, поскольку никаких выделений газа в трансформаторе не происходило. Такие срабатывания защиты принято классифицировать как ложные. В этих случаях после установления причины отключения трансформаторы включают в работу, а неисправную газовую защиту отправляют в ремонт.

Проверка уровня масла имеет исключительно важное значение как для нормальной работы трансформатора, так и его газовой защиты. Понижение уровня масла в трансформаторах с пленочной защитой приводило к созданию вакуума, разрушению диафрагмы выхлопной трубы и срабатыванию газовой защиты на отключение. На подстанциях без выключателей на стороне ВН понижение уровня масла в трансформаторе и корпусе газового реле вызывает срабатывание газовой защиты, включение короткозамыкателя и отключение питающей линии.

При недостаточном уровне масла в расширителе и резком понижении температуры наружного воздуха или снижении нагрузки персоналу не разрешается переводить газовую защиту на сигнал, так как при дальнейшем понижении уровня масла может обнажиться и повредиться активная часть работающего трансформатора. Тем более недопустимо переводить газовую защиту «на сигнал» при быстром снижение уровня масла в трансформаторе, например, вследствие сильной течи. Необходимо устранить течь и принять меры к доливке масла в трансформатор. На время доливки отключающий элемент газовой защиты обычно переводится «на сигнал». Перевод газовой защиты «на отключение» должен производиться сразу же после окончания работ независимо от способа доливки. Ввод трансформаторов в эксплуатацию из резерва или после ремонта производится с газовой защитой, работающей «на отключение.

Текущий ремонт силовых трансформаторов выполняется на месте установки трансформатора и является чисто профилактическим ремонтом. Его выполняет ремонтный персонал службы эксплуатации электроустановки.

В объем текущего ремонта входят:

·              наружный осмотр;

·              выявление и устранение мелких дефектов в арматуре, системе охлаждения, навесных устройствах;

·              подтяжка креплений, устранение течей масла и доливка масла;

·              замена сорбента в термосифонном фильтре;

·              протирка наружных поверхностей от загрязнений;

- измерение сопротивления изоляции обмоток и другие мелкие работы. Продолжительность такого ремонта в зависимости от мощности трансформатора составляет от нескольких часов до 1-2 суток

В приведенном перечне не учтены материалы, требуемые для текущего ремонта силового трансформатора. Список материалов необходимых для текущего ремонта силового масляного трансформатора приведен ниже:

Список используемой литературы

трансформатор диспетчерский перенапряжение

1.   Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. пособие / Петрова С.С.; Под ред. С.А. Мартынова. - Л.: ЛПИ им. М.И. Калашникова, 1980. - 76 с. УДК 621.311.2 (0.75.8)

.     В.Л. Лихачев. Справочник обмотчика асинхронных электродвигателей М.: COJIOH-Пресс, 2004. - 240 е

3.      Дренов П.В. Справочник по ремонту электрических машин. Киев. Техника, 1964.

.        Семенов В.А. Справочник молодого электромонтера по ремонту электрооборудования промышленных предприятий. - М.: Высш. школа, 1982. - 160 с.

.        Документы, предоставленные ПО «Сергачские эл. сети»