Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

НИЖЕГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИНЭЛ

Отчет по практике

Структура работы ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы"

СТУДЕНТ ГР.12-Э-3

Алиев М.С.

Н. Новгород. 2014



Содержание

История развития общества

Сведения об объекте практики

Абсолютный рекорд российской электроэнергетики

Историческая справка электроподстанции 500 кВ Луч

Краткая характеристика объекта

Последние плановые работы на подстанции «Луч»

Подстанция «Луч», пос. Большое Козино. Снимок со спутника

Характеристики оборудования ПС ЛУЧ на 07.06.05

Ревизия трансформатора

Подготовка трансформатора к работе

Определение характеристик изоляции

Техническое обслуживание

Заключение



История развития общества

Электроэнергетика относится к числу отраслей промышленности, которые определяют основы экономической и социальной жизни всей области и непосредственно влияют на технический прогресс.

В течение пяти лет, начиная с апреля 1921 года, трудом инженеров-энергетиков и строителей была создана основа будущей энергосистемы. На VIII съезде Советов в докладе Г.М. Кржижановского звучали следующие слова: "Если идти по Волге, то первым опорным пунктом этого района явится Нижний Новгород, второй после Москвы по промышленному значению центр. В Нижнем Новгороде, в районе г. Балахна, предполагается к сооружению районная электростанция № 14, основой которой будут служить обширные торфяные залежи и группа деревообрабатывающих заводов. Эта станция будет питать Н. Новгород, Сормовский завод и вообще обслуживать весь район, который имеет громадное будущее по развитию химической промышленности и по обработке металлов". В "Плане ГОЭЛРО" было записано: "Наличность местного топлива и больших запасов воды в нижегородском районе позволяет довести мощность станции в соответствии с ожидаемой нагрузкой до 100 тысяч кВт. Первоочередными воздушными линиями намечаются линия на Нижний Новгород с продолжением её во вторую очередь до Козьмодемьянска и линия вдоль Нижегородской железной дороги до Коврова, служащая одновременно для электрификации железной магистрали. Во вторую очередь намечаются линии до станции Муром и вверх по берегу Волги для электрификации прибрежной полосы". За короткий период была построена крупнейшая по тем временам электростанция, создано торфопредприятие, проложены первые линии электропередачи высокого напряжения, возведены подстанции, сформирован коллектив ремонтников и эксплуатационников. Шестого сентября 1925 года после тщательных испытаний был торжественно пущен в эксплуатацию первый турбогенератор НиГРЭС мощностью 10 МВт, а 29 декабря 1932 года приказом по Главэнерго образуется Горьковский энергокомбинат (ГорЭК). В послевоенные годы система Горэнерго переживала напряженное время. В составе энергосистемы были созданы новые предприятия, такие как строительно-монтажный участок (с 1951 года - строительно-монтажное управление Горэнерго, позднее предприятие "Нижэнергоспецремонт"), леспромхоз, завод железобетонных опор, институт Горэнергопроект. В 1976-1990 годы электрификация промышленности приобрела всеобъемлющий характер. Были введены в эксплуатацию свыше десяти тысяч километров воздушных линий, тысячи трансформаторных пунктов. Ввод новых мощностей должен был, с одной стороны, значительно снизить процент поставляемого из объединенной энергосистемы электричества, а с другой - улучшить условия труда и жизни всего населения области.

Наконец, в 1990 году из сети системы получали электроэнергию 3900 промышленных предприятий, 100 тысяч сельскохозяйственных, 38 тысяч коммунальных и 893 тысячи бытовых потребителей. Потребление достигло 26 158 миллионов киловатт-часов электроэнергии. К 1997 году эти показатели упали до 18 128 миллионов киловатт-часов. И только в 1998 году, вместе с небольшим подъемом промышленного производства, начался рост энергопотребления - сначала на 3,3%, а в 1999 году - более чем на 10%.

В девяностые годы энергосистема вступила с большим объемом запланированных и производившихся реконструкционных работ. Все тепловые станции находились на той или иной ступени модернизации. Распоряжением правительства России от 5 апреля 1993 года Нижегородская область была включена в число территорий РФ как демонстрационная зона высокой энергетической эффективности.

Нижний Новгород был основан почти 800 лет назад и по праву считается историческим и культурным центром Поволжья. История города насчитывает немало ярких страниц, среди которых достаточно вспомнить о Нижегородском ополчении Минина и Пожарского, 389-ю годовщину которого нижегородцы отметили походом в Москву.

Сегодня Нижний Новгород - это центр инноваций. Высокая технологичность нижегородской промышленности известна всем. Колоссальны возможности Федерального ядерного центра, предприятий радиоэлектронной промышленности, научно-исследовательских институтов и университетов. Инвестиции в нижегородскую промышленность составляют полмиллиарда долларов, из них 121 миллион - прямые инвестиции. В последнее время в регион приходят крупные инвесторы, среди которых «Сибирский аллюминий», «Северсталь Уралмаш-Ижора», «Сибур». Ряд крупных московских банков открыли у нас свои представительства.

В программу развития промышленности Нижегородской области на ближайшую перспективу включены 45 инвестиционных проектов 18 ведущих промышленных предприятий и научно-исследовательских организаций региона. Областной администрацией и Нижегородской ассоциацией промышленности и предпринимателей создан и с 1998 года действует фонд поддержки и развития предприятий. С началом экономических преобразований в области началось создание первых совместных предприятий с участием иностранного капитала.

Сведения об объекте практики

О ФСК ЕЭС

Открытое акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») создано в соответствии с программой реформирования электроэнергетики Российской Федерации как организация по управлению Единой национальной (общероссийской) электрической сетью (ЕНЭС) с целью ее сохранения и развития. Постановлением Правительства РФ от 11.07.2001 № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» Единая энергетическая система России признана «общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности» государства. Основной ее частью «является единая национальная энергетическая сеть, включающая в себя систему магистральных линий электропередачи, объединяющих большинство регионов страны и представляющая собой один из элементов гарантии целостности государства». Для ее «сохранения и укрепления, обеспечения единства технологического управления и реализации государственной политики в электроэнергетике» было предусмотрено создание «ФСК ЕЭС». В постановлении Правительства Российской Федерации от 21.12.2001 № 881 были утверждены критерии отнесения к ЕНЭС магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства.

Уставный капитал ОАО «ФСК ЕЭС» составляет 630 193 329 370,00 (шестьсот тридцать миллиардов сто девяносто три миллиона триста двадцать девять тысяч триста семьдесят) рублей 00 копеек и разделен на 1 260 386 658 740 (один триллион двести шестьдесят миллиардов триста восемьдесят шесть миллионов шестьсот пятьдесят восемь тысяч семьсот сорок) штук обыкновенных акций номинальной стоимостью 50 (пятьдесят) копеек каждая.

В собственности Российской Федерации находится 79,55% размещенных акций ОАО «ФСК ЕЭС», в собственности миноритарных акционеров - 20,45% акций Федеральной сетевой компании.

Основные направления деятельности компании:

· управление Единой национальной (общероссийской) электрической сетью;

· предоставление услуг субъектам оптового рынка электрической энергии по передаче электрической энергии и присоединению к электрической сети;

· инвестиционная деятельность в сфере развития Единой национальной (общероссийской) электрической сети;

· поддержание в надлежащем состоянии электрических сетей;

· технический надзор за состоянием сетевых объектов.

За 2011 год в целом фактический сальдированный отпуск электроэнергии из сетей ЕНЭС в сети распределительных сетевых компаний, потребителей и независимых АО-энерго составил 484 663,552 млн. кВт.ч., сопредельные государства передано электроэнергии в сальдированном выражении 19 284,808 млн.кВт.ч.

ОАО «ФСК ЕЭС» является участником рынка корпоративных облигаций. В настоящее время в обращении находятся облигации серий: 06, 07, 08, 09, 10, 11, 13, 15, 18 и 19 общим объемом 105 млрд. рублей. В 2010 году ОАО «ФСК ЕЭС» выполнило все обязательства по облигационным займам, выплатив держателям облигаций в общей сложности 7 724,78 млн. рублей.»Председателем Совета директоров ОАО «ФСК ЕЭС» является Эрнесто Ферленги. Председатель Правления ОАО «ФСК ЕЭС» - Олег Бударгин. электроэнергетика трансформатор электрический

Межсистемные электрические сети Волги были созданы как структурное подразделение ОЭС «Волгаэнерго». В соответствии с приказом РАО «ЕЭС России» от 30 сентября 1994 года, ОЭС «Волгаэнерго» были приняты в эксплуатацию линии и подстанции 500 кВ, находящиеся в регионе Средней Волги. Для их надежного и качественного обслуживания созданы четыре сетевых предприятия: Верхневолжское и Средневолжское - на базе хозяйств ПО ДЭП, а Самарское и Нижневолжское - на базе подстанций и персонала АО «Самараэнерго» и «Саратовэнерго». По распоряжению РАО «ЕЭС России», межсистемные сети «Волгаэнерго» в 1997 году преобразованы в территориально обособленное подразделение РАО «ЕЭС России» - МЭС Волги. С 2002 года являются Филиалом ОАО «ФСК ЕЭС» - Магистральные электрические сети Волги. С 1 ноября 2010 года путем разукрупнения Нижне-Волжского предприятия МЭС Волги образовано Самарское предприятие. С 1 января 2011 года в состав МЭС Волги перешло Нижегородское предприятие.

В зону ответственности МЭС Волги входят территории восьми субъектов РФ общей площадью около 500 тысяч кв. км с населением около 17 млн человек. Общая протяженность линий электропередачи по МЭС Волги составляет 11 807 км. В эксплуатации МЭС Волги находится 86 подстанций 220-500 кВ суммарной мощностью 32 932,29 МВА. Общая численность персонала МЭС Волги свыше 2000 человек. В оперативном подчинении МЭС Волги находятся четыре филиала - предприятия магистральных электрических сетей (ПМЭС).

Линии электропередачи ВЛ км 500 кВ 4 007,53 км 220 кВ 8 098,62 км	Подстанции ПС 500 кВ 13 220 кВ 73

Зона обслуживания

В ремонтно-эксплуатационном обслуживании МЭС Волги находятся электросетевые объекты, расположенные на территориях:

· Республики Мордовия;

· Республики Марий Эл;

· Чувашской Республики;

· Нижегородской области;

· Пензенской области;

· Ульяновской области;

· Саратовской области;

· Самарской области.

Абсолютный рекорд российской электроэнергетики

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» -- Магистральные электрические сети (МЭС) Центра -- подвел итоги производственной деятельности за 2008 год. Так, в прошедшем году в Центральной России введено 7 839 МВА трансформаторной мощности, построено 323,6 км линий электропередачи 220 кВ. Это абсолютный рекорд за всю новую историю российской электроэнергетики. Работы велись в рамках инвестиционных программ и за счет платы за технологическое присоединение к сетям ОАО «ФСК ЕЭС». В результате выполненных работ существенно повышена надежность электроснабжения потребителей Центральной России.

В 2008 году МЭС Центра в рамках инвестиционной программы завершил большой объем работ на энергообъектах Москвы и Московской области. Введена в эксплуатацию новая подстанция 500 кВ Западная, новое оборудование реконструируемых объектов Московского кольца, подстанций 500 кВ Бескудниково и Очаково, кабельная линия электропередачи 220 кВ ТЭЦ-27 -- Хлебниково, воздушные линии электропередачи 220 кВ Западная -- Герцево и Западная -- Слобода. В Нижегородской области начато расширение подстанции 220 кВ Нагорная, строительству линии электропередачи 220 кВ Нижегородская -- Нагорная -- Борская. Также в 2008 году началась комплексная реконструкция 22 подстанций 220 кВ в 20 субъектах Российской Федерации.

Кроме того, в 2008 году введен в работу новый автотрансформатор мощностью 195 МВА на подстанции 330 кВ Фрунзенская, трансформатор мощностью 63 МВА на подстанции 330 кВ Валуйки (Белгородская область). На 65 МВАр увеличена реактивная мощность подстанции 220 кВ Ямская (Рязань). Завершено строительство двухцепной линии электропередачи 220 кВ Ивановская ГРЭС -- Неро для обеспечения выдачи мощности парогазовых энергоблоков Ивановской ГРЭС в энергосистему Ярославской области. Общая сумма направленная на реализацию мероприятий, входящих в инвестиционную программу, превысила 35 млрд рублей.

В прошедшем году МЭС Центра направили 2,3 млрд рублей на выполнение ремонтной кампании. Так, на ключевых подстанциях 220-500 кВ центрального региона России были отремонтированы: 71 группа автотрансформаторов, 525 групп выключателей, 832 группы разъединителей и 916 единиц опорно-стержневой изоляции. На линиях электропередачи, находящихся в эксплуатационном обслуживании МЭС Центра, заменено 14 854 изолятора, 58 км грозотроса, отремонтировано 2 986 фундаментов опор, расчищено 6 997 га просеки.

На реализацию целевых программ по повышению надежности эксплуатации подстанционного оборудования и линий электропередачи 110-750 кВ центрального региона России МЭС Центра в 2008 году направили 379 млн рублей. Так, в прошедшем году были выполнены программы по замене выработавших свой ресурс высоковольтных вводов, опорно-стержневой изоляции, опор и изоляторов линий электропередачи, а также по замене грозотроса и доведению ширины просек линий до нормативной величины. Целевые программы составляются ежегодно на основе диагностических данных, предоставленных предприятиями МЭС, для устранения проблемных мест в работе электросетевого оборудования.

В зону ответственности МЭС Центра входят территории 20 субъектов РФ общей площадью 947 тысяч кв. км. Общая протяженность линий электропередачи по МЭС Центра составляет 29 488,4 км. В эксплуатации МЭС Центра находятся 211 подстанций 35-750 кВ суммарной мощностью 107 441,8 МВА. Общая численность персонала МЭС Центра составляет 2 870 человек.

Историческая справка электроподстанции 500 кВ Луч

Для покрытия быстрорастущих мощностей потребителей электроэнергии г. Нижнего Новгорода (г. Горький) и г. Дзержинска принято решение о строительстве подстанции 500 кВ «Луч».

Строительство подстанции начато в 1967 году под руководством начальника подстанции Морозова Василия Павловича. Строительные работы вела МК-40 (прораб - Апыхтин Николай Гаврилович). Электромонтажные и наладочные работы первичного оборудования и оборудования вторичной коммутации вела МУ-9.

В ноябре 1971 года по ВЛ 500 кВ Кострома-Луч подано напряжение на шины 500 кВ и АТ-1 (500/220 кВ, мощность 501 МВА) со стороны Костромской ГРЭС, таким образом, энергосистема Горьковской области стала получать электроэнергию с Костромской ГРЭС.

1974 год - включение автотрансформатора АТ-2 (500/220 кВ, мощность 501 МВА).

1978 год - включение ВЛ 500 кВ Луч-Чебоксарская ГЭС, тем самым объединив энергосистемы центральной части РФ и Урала.

1983-1984 год - монтаж и включение АТ-3 (500/110 кВ, мощностью 250 МВА) и ОРУ-110 кВ.

1984 год - включение СТК-110 кВ в промышленную эксплуатацию.

В конце 70-х годов подстанцию «Луч» посещал т. Вершков В.А.

Стоит отметить огромный вклад персонала подстанции Луч в развитие и эксплуатацию вновь вводимых энергообъектов страны:

1985 год - включение подстанции 500 кВ Помары. Наладочные работы по подстанции вели персонал РЗА, службы изоляции, ремонтный персонал ЭПС Луч. До 1987 года подстанцию Помары обслуживал персонал подстанции Луч (РЗА, служба ВЛ, ОДС).

1975 год - участие в наладочных работах персонала РЗА ПС Луч на подстанции «Ленинградская».

В наладке и включении в работу подстанции 500 кВ «Осиновка», подстанции 500 кВ «Нижегородская», подстанции 500 кВ «Звезда» принимал участие персонал службы ВЛ, РЗА, ОДС.

Оперативный персонал подстанций «Помары», «Нижегородская», «Звезда» прошел подготовку на подстанции 500 кВ «Луч».

Краткая характеристика объекта

РЭМ-226/11-ПЗ3.ТЧ

1.7.1 ПС 500/220/110/10 кВ «Луч» расположена в пос. Большое Козино Балахнинского района Нижегородской области.

На действующей подстанции установлены следующие автотрансформаторы:

- группа однофазных автотрансформаторов:

а) рабочие фазы:

1) АТ-1 ф. А типа АОДЦТН-167000/500/220/10;

2) АТ-1 ф. В типа АОДЦТН-167000/500/220/10;

3) АТ-1 ф. С типа АОДЦТН-167000/500/220/10;

- группа однофазных автотрансформаторов:

а) рабочие фазы:

1) АТ-2 ф. А типа АОДЦТН-167000/500/220/10;

2) АТ-2 ф. В типа АОДЦТН-167000/500/220/10;

3) АТ-2 ф. С типа АОДЦТН-167000/500/220/10;

б) резервная фаза типа АОДЦТН 167000/500/220/10.

1.7.1 ОРУ-500 кВ ПС 500 кВ «Луч» выполнено по схеме №500-15 «Трансформаторы - шины с присоединением линий через два выключателя».

К I системе шин 500 кВ подключены:

- автотрансформатор АТ-3 через воздушный выключатель ВВ-500 АТ-3 1 сш;

- воздушная линия 500 кВ «Костромская ГРЭС-Луч» через воздушный выключатель ВВ-500 Кострома - Луч 1 сш;

- воздушная линия 500 кВ «Луч-Нижегородская» через воздушный выключатель ВВ-500 Луч - Нижегородская 1 сш.

Ко II системе шин 500 кВ подключены:

автотрансформаторная группа АТ-3 через воздушный выключатель ВВ-500 АТ-3

2 сш;

- воздушная линия 500 кВ «Костромская ГРЭС-Луч» через воздушный выключатель ВВ-500 Кострома - Луч 2 сш;

- воздушная линия 500 кВ «Луч-Нижегородская» через воздушный выключатель ВВ-500 Луч - Нижегородская 2 сш.

Выключатели ВВ-500 АТ-3 1 сш, ВВ-500 АТ-3 2 сш, ВВ-500 Кострома - Луч 1 сш, ВВ-500 Кострома - Луч 2 сш, ВВ-500 Луч - Нижегородская I сш, ВВ-500 Луч - Нижегородская 2 сш - выключатели ВВ-500Б-31,5/2000 (номинальный ток 2000 А) с внешней фарфоровой изоляцией, главная внутренняя изоляция - сжатый воздух, установленные в 1970-1984 гг.

1.7.3 ОРУ-220 кВ ПС 500 кВ «Луч» выполнено по схеме №220-13 «Две рабочие и обходная системы шин». Все присоединения имеют гибкую фиксацию к I и II системе шин.

К I и II системе шин 220 кВ подключены следующие присоединения:

- автотрансформатор АТ-1 через воздушный выключатель ВВ-220 АТ-1;

- автотрансформатор АТ-2 через воздушный выключатель ВВ-220 АТ-2;

- воздушная линия 220 кВ «Заречная-1» через выключатель ВВ-220 Заречная-1;

- воздушная линия 220 кВ «Заречная-2» через выключатель ВВ-220 Заречная-2;

- воздушная линия 220 кВ «Нагорная» через выключатель ВВ-220 Нагорная;

- воздушная линия 220 кВ «Ока» через выключатель ВВ-220 Ока;

- воздушная линия 220 кВ «Этилен-1» через выключатель ВВ-220 Этилен -1;

- воздушная линия 220 кВ «Этилен -2» через выключатель ВВ-220 Этилен -2;

- ОВ-220 кВ (в нормальном режиме зафиксирован на 1-СШ-220 кВ).

На ОРУ-220 кВ также установлен:

- шиносоединительный воздушный выключатель ШСВ-220 кВ.

Выключатели ВВ-220 АТ-1, ВВ-220 Нагорная, ВВ-220 Этилен-1, ОВВ-220- выключатели ВВБ-220-12 (номинальный ток 2000А) с внешней фарфоровой изоляцией, главная внутренняя изоляция - сжатый воздух. Выключатели ВВ-220 АТ-2, ВВ-220 Заречная-2, ВВ-220 Ока, ВВ-220 Этилен -2, ШСВВ-220 - выключатели ВВН-220-15-20 (номинальный ток 2000 А) с внешней фарфоровой изоляцией, главная внутренняя изоляция - сжатый воздух.

1.7.4 ОРУ-ПО кВ ПС 500 кВ «Луч» выполнено по схеме №110-13 «Две рабочие и обходная система шин». Все присоединения имеют гибкую фиксацию к I и II системе шин.

К I и II системе шин 110 кВ подключены следующие присоединения:

- резервный автотрансформатор АТ-3 через воздушный выключатель ВВ-110 АТ-3;

- воздушная линия 110 кВ «ВЛ №101» через воздушный выключатель ВВ-110 ВЛ

- воздушная линия 110 кВ «ВЛ №133» через воздушный выключатель ВВ-110 BJ1

- воздушная линия 110 кВ «ВЛ №194» через воздушный выключатель ВВ-110 ВЛ

№194;

- воздушная линия 110 кВ «ВЛ №195» через воздушный выключатель ВВ-110 ВЛ

№195;

- воздушная линия 110 кВ «ВЛ №196» через воздушный выключатель ВВ-110 ВЛ

№196;

- воздушная линия 110 кВ «СТК» через воздушный выключатель ВВ-110 СТК;

- воздушная линия 110 кВ «ШБК» через воздушный выключатель ВВ-110 ШБК;

- ШОВ-110 кВ (в нормальном режиме зафиксирован на 1-СШ-110 кВ). Выключатели ВВ-110 АТ-3, ВВ-110 ВЛ №133, ВВ-110 ВЛ №195, ВВ-110 СТК,

ВВ-110 ШБК, ШОВ-110 кВ - выключатели ВВУ-110-40/2000 (номинальный ток 2000А) с внешней фарфоровой изоляцией, главная внутренняя изоляция - сжатый воздух. Выключатели ВВ-110 ВЛ №101, ВВ-110 ВЛ №194, ВВ-110 ВЛ №196 - выключатели ВВБМ-110Б-31,5/2000 (номинальный ток 2000 А) с внешней фарфоровой изоляцией, главная внутренняя изоляция - сжатый воздух.

1.7.5 Имеются КРУН-1-10 кВ и КРУН-2-10 кВ, питаемые со стороны низкого напряжения ATI и АТ2 соответственно. В КРУН-10 кВ установлены выключатели ВМПЭ-10-630-20, трансформаторы тока ТЛМ-10 и ТВЛ-10 в КРУН-1-10 кВ и вКРУН-2-10 кВ соответственно, трансформаторы напряжения НТМИ-10.

1.7.6 Собственные нужды подстанции запитаны от четырех ТСН типа ТМ-630/10-66 мощностью 630 кВА. Питание цепей оперативного тока выполнено на напряжении 220 В постоянного тока.

Подстанция оснащена двумя свинцово-кислотными батареями:

- АБ№ 1: 60PzS-300, емкостью при 20 °С - 300 Ач;

- АБ№2: 60PzS-300, емкостью при 20 °С - 300 Ач.

Подстанция обслуживаемая. Организовано постоянное круглосуточное дежурство и работа оперативного персонала.

Последние плановые работы на подстанции «Луч»

20 апреля 2010 г.

На подстанции 500 кВ «Луч» начат ремонт автотрансформатора

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» -- Магистральные электрические сети (МЭС) Центра -- приступил к ремонту автотрансформатора 500/220/10 кВ на подстанции 500 кВ «Луч» (Нижегородская область). Работы ведутся в рамках ремонтной программы 2010 года. В результате выполнения работ будет существенно повышена надежность электроснабжения городов Нижний Новгород и Дзержинск, выдача мощности Костромской ГРЭС в Нижегородскую энергосистему.

Автотрансформаторы являются силовым подстанционным оборудованием, предназначенным для преобразования уровня напряжения в сети. В ходе ремонта будет выполнено комплексное диагностическое обследование, позволяющее оценить степень износа, выявить наличие дефектов на ранней стадии их развития. После проведенных испытаний автотрансформатор будет введен в работу.

На реализацию ремонтной программы МЭС Центра в 2010 году направят более 2,5 млрд рублей, в том числе 89,3 млн рублей будет направлено на ремонт 93 единиц автотрансформаторов и трансформаторов на 30 подстанциях 220-750 кВ.

Ремонтная программа реализуется одновременно с инвестиционной и целевыми программами Федеральной сетевой компании. Она включает в себя восстановление и замену узлов основного оборудования подстанций, элементов линий электропередачи, зданий и сооружений, нуждающихся в оперативном ремонте. Как правило, ремонтные работы проводятся с апреля по октябрь, когда погодные условия оптимальны для их выполнения. Выполнение ремонтной программы способствует повышению надежности эксплуатации магистральных объектов и успешному прохождению осенне-зимнего периода.

24 июня 2011 г

На подстанции 500 кВ «Луч» начат ремонт 2-х фаз автотрансформаторной группы АТ-2

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» -- Магистральные электрические сети (МЭС) Центра -- приступил к ремонту автотрансформатора 500/220/10 кВ на подстанции 500 кВ «Луч» (Нижегородская область). Работы ведутся в рамках ремонтной программы 2010 года. В результате выполнения работ будет существенно повышена надежность электроснабжения городов Нижний Новгород и Дзержинск, выдача мощности Костромской ГРЭС в Нижегородскую энергосистему.

Автотрансформаторы являются силовым подстанционным оборудованием, предназначенным для преобразования уровня напряжения в сети. В ходе ремонта будет выполнено комплексное диагностическое обследование, позволяющее оценить степень износа, выявить наличие дефектов на ранней стадии их развития. После проведенных испытаний автотрансформатор будет введен в работу.На реализацию ремонтной программы МЭС Центра в 2010 году направят более 2,5 млрд рублей, в том числе 89,3 млн рублей будет направлено на ремонт 93 единиц автотрансформаторов и трансформаторов на 30 подстанциях 220-750 кВ.

Ремонтная программа реализуется одновременно с инвестиционной и целевыми программами Федеральной сетевой компании. Она включает в себя восстановление и замену узлов основного оборудования подстанций, элементов линий электропередачи, зданий и сооружений, нуждающихся в оперативном ремонте. Как правило, ремонтные работы проводятся с апреля по октябрь, когда погодные условия оптимальны для их выполнения. Выполнение ремонтной программы способствует повышению надежности эксплуатации магистральных объектов и успешному прохождению осенне-зимнего периода.

Подстанция «Луч», пос. Большое Козино. Снимок со спутника



Характеристики оборудования ПС ЛУЧ на 07.06.05

Форма 7. Марка, сечение провода присоединения
Подстанция	Присоединение ВЛ	Класс напряжения	Марка, сечение провода присоединения	Количество проводов в фазе
Луч	ВВ-500 кВ 1 СШ ВЛ Луч-Нижегородская	500	ПА-500	2
Луч	ВВ-500 кВ 2 СШ ВЛ Луч-Нижегородская	500	ПА-500	2
Луч	ВВ-500 кВ 1 СШ ВЛ Луч-Кострома	500	ПА-500	2
Луч	ВВ-500 кВ 2 СШ ВЛ Луч-Кострома	500	ПА-500	2
Луч	ВВ-500 кВ 1 СШ АТ-3	500	ПА-500	2
Луч	ВВ-500 кВ 2 СШ АТ-3	500	ПА-500	2
Луч	ОВВ -220 кВ	220	АСО- 600/72	2
Луч	ШСВВ - 220 кВ	220	АСО- 600/72	2
Луч	ВВ-220 кВ ВЛ Луч-Этилен-1	220	АСО- 500/64	1
Луч	ВВ-220 кВ ВЛ Луч-Ока	220	АСО- 500/64	1
Луч	ВВ-220 кВ ВЛ Луч-Заречная-1	220	АСО- 500/64	1
Луч	ВВ-220 кВ АТ-1	220	АСО- 600/72	2
Луч	ВВ-220 кВ ВЛ Луч-Заречная-2	220	АСО- 500/64	1
Луч	ВВ-220 кВ АТ-2	220	АСО- 600/72	2
Луч	ВВ-220 кВ ВЛ Луч-Нагорная	220	АСО- 500/64	1
Луч	ВВ-220 кВ ВЛ Луч-Этилен-2	220	АСО- 500/64	1
Луч	ВВ-110 кВ ШОВВ	110	АС - 500/64	2
Луч	ВВ-110 кВ ВЛ № 101	110	АС - 240/32	1
Луч	ВВ-110 кВ ВЛ № 133	110	АС - 240/32	1
Луч	ВВ-110 кВ ВЛ № 194	110	АС - 240/32	1
Луч	ВВ-110 кВ ВЛ № 195	110	АС - 240/32	1
Луч	ВВ-110 кВ ВЛ № 196	110	АС - 240/32	1
Луч	ВВ-110 кВ АТ-3	110	АС - 500/64	2
Луч	ВВ-110 кВ СТК	110	АС - 500/64	2
Луч	ВВ-110 кВ ШБК	110	АС - 500/64	2

Ревизия трансформатора

1. Воздухоосушитель предназначен для предотвращения попадания в трансформатор влаги и промышленных загрязнений, поступающих вместе с воздухом при температурных колебаниях уровня масла.

Конструктивно воздухоосушитель представляет трубу с масляным затвором. Верхний смотровой колпак воздухоосушителя заполняется индикаторным сили-кагелем (ГОСТ 8984--7,5), цилиндрический корпус - сорбентом. Нижний смотровой колпак заполняется маслом и служит масляным затвором. Труба заполняется сорбентом. Контроль за осушителем в эксплуатации заключается в наблюдении за его окраской. При появлении розовой окраски отдельных кристаллов следует усилить надзор за фильтром. Когда большая часть силикагеля примет розовую окраску, осушитель должен быть заменен.

Восстановление осушителя для повторного его использования производится:

-- силикагеля-индикатора -- сушкой при температуре 100--120°С в течение 15--20 часов до приобретения им ровной ярко-голубой окраски;

-- сорбента -- сушкой в течение 5 часов при температуре 60°С, затем при температуре 400°С в течение 3 часов.

При транспортировке трансформатора возможно попадание масла в воздухоосушитель. Это не является производственным дефектом.

В процессе эксплуатации попадание масла в воздухоосушитель исключено.

2. Термосифонный фильтр (рис. 2) предназначен для непрерывной очистки трансформаторного масла от продуктов окисления в процессе эксплуатации трансформатора. Он представляет собой трубу, в которой помещается решетка с сорбентом.

При появлении кислой реакции водной вытяжки или возрастании кислотного числа трансформаторного масла необходимо произвести перезарядку термосифонного фильтра, для чего:

-- слить масло из расширителя;

-- снять крышку термосифонного фильтра;

-- вынуть решетку с сорбентом;

-- бывший в употреблении сорбент заменить на сухой свежий или регенерировать;

-- опустить решетку в трубу,

-- выдержать определенное время, необходимое для удаления воздуха из сорбента, т. е. до прекращения выделения пузырьков на поверхности масла;

-- установить крышку на фильтр и открыть пробку для выпуска воздуха;

-- долить масло в расширитель до уровня, соответствующего температуре окружающей среды по шкале маслоуказателя;

-- после появления масла на поверхности крышки фильтра пробку закрыть;

-- в течение нескольких дней периодически выпускать дополнительно выделяющийся воздух через верхнюю пробку термосифонного фильтра.

3. Переключатель предназначен для регулирования напряжения на стороне ВН путем соединения соответствующих ответвлений обмоток. Номинальный ток -- до 63 А, номинальное напряжение -- до 35 кВ.

Конструктивно переключатель представляет собой бумажно-бакелитовую трубку, на которой закреплены неподвижные контакты, подвижные контакты установлены на металлической рейке. При вращении колпака переключателя передвигается рейка с подвижными контактами, которые соединяют соответствующие неподвижные контакты с присоединенными к ним регулировочными отводами обмоток трансформатора. Фиксация положения переключателя осуществляется самоустанавливающимися контактами, а также фиксатором на колпаке переключателя.

Прежде чем производить переключение, необходимо отключить трансформатор как со стороны высшего, так и со стороны низшего напряжений. Для перевода переключателя на новую ступень необходимо освободить фиксатор, повернуть колпак переключателя до совпадения стрелки колпака с одной из цифр (I, II, III, IV, V) лимба переключателя.

Положение I соответствует максимальному напряжению (+5%), положение II -- +2,5%, положение III -- номинальному, положение IV -- 2,5%, положение V -- минимальному (--5%) первичному напряжению на стороне высшего напряжения.

После переключения необходимо зафиксировать новое положение переключателя фиксатором.

Категорически запрещается:

-- производить переключения на трансформаторе, включенном в сеть хотя бы с одной стороны;

-- оставлять переключатель без фиксации.

Примечание Для трансформаторов с приводом переключателя, выведенным на стенку бака, при пользовании переключателем необходимо придерживаться следующей последовательности:

-- снять защитный колпачок;

-- установить ключ в гнездо втулки привода и повернуть его на 90°;

-- плавно оттянуть ключ на себя до выхода ловителя из паза указателя положений;

-- повернуть с помощью ключа указатель до совмещения ловителя с пазом указателя на нужном положении;

-- прижать с помощью ключа указатель положений на ловитель до упора, при необходимости с легкими вращениями в обе стороны;

-- повернуть ключ в гнезде втулки привода на 90° и извлечь его;

-- установить защитный колпачок.

Подготовка трансформатора к работе

1. Трансформатор вводится в эксплуатацию без ревизии активной части.

2. Перед включением трансформатора необходимо:

а) произвести внешний осмотр трансформатора;

б) протереть изоляторы бензином и сухой ветошью;

в) залить в корпус оправы термометра трансформаторное масло, затем установить термометр;

г) заземлить бак трансформатора;

д) произвести физико-химический анализ и испытание электрической прочности масла.

Электрическая прочность масла в стандартном маслопробойнике, взятого из нижней пробки бака трансформатора при температуре не ниже 5°С, должна быть не менее 30 кВ. Если пробивное напряжение масла окажется ниже 30 кВ, необходимо до включения трансформатора в эксплуатацию повысить пробивное напряжение масла путем сепарации или другим способом;

е) замерить сопротивление постоянному току обмоток на всех ответвлениях. Сопротивление между отдельными парами зажимов не должно отличаться более чем на 2%. Если отличие более 2%, то в паспорте указаны измеренные значения сопротивлений между всеми тремя парами зажимов и причины, вызвавшие их отклонения;

ж) определить сопротивление изоляции между обмоткой НН и баком, обмоткой ВН и баком, обмоткой ВН и обмоткой НН;

з) убедиться, что переключатель установлен и зафиксирован в одном из рабочих положений;

и) снять прозрачный колпачок и фланец с воздухоосушителя, корпус масляного затвора;

к) удалить имеющийся в воздухоосушителе сорбент;

л) установить корпус масляного затвора;

м) залить масло через трубку воздухоосушителя;

н) засыпать в воздухоосушитель сорбент, поставляемый комплектно в герметической упаковке;

о) установить прозрачный колпачок с индикаторным силикагелем.

Примечание. В случае увлажнения или повреждения герметической упаковки сорбента (при увлажнении индикаторный силикагель меняет свою окраску с голубой на розовую) они должны быть просушены;

п) при наличии катков на трансформаторах ТМ-ШО, ТМ-250, ТМ-400, ТМ-630 установить их из транспортного в рабочее положение;

р) проверить наружным осмотром состояние маслоуплотнительных соединений и при обнаружении ослабления крепления или течи масла подтянуть гайки;

с) при необходимости слить или долить масло в расширитель до отметки на маслоуказателе, соответствующей температуре окружающей среды.



Определение характеристик изоляции

1. За температуру изоляции трансформатора, не подвергавшегося нагреву, принимается температура верхних слоев масла.

2. Если температура масла ниже 10°С, для измерения характеристик изоляции трансформатор должен быть нагрет.

3. При нагреве трансформатора температура изоляции принимается равной средней температуре обмотки ВН, определяемой по сопротивлению обмотки постоянному току. Измерение указанного сопротивления производится не ранее

чем через 60 мин после отключения нагрева током в обмотке или через 30 мин после отключения внешнего нагрева.

4. Сопротивление изоляции измеряется мегомметром 2500 В с верхним пределом измерения не ниже 10000 Мом. Перед началом каждого измерения испытуемая обмотка должна быть заземлена не менее чем на 2 мин.

Сопротивление изоляции, измеренное при монтаже, должно быть не менее 70% от заводских данных, указанных в паспорте и приведенных к температуре монтажа.

Если сопротивление изоляции обмоток окажется менее 70% от заводских данных, приведенных к температуре монтажа, активную часть трансформатора необходимо подвергнуть сушке одним из существующих способов с учетом указаний п. 8.7.

Ревизия трансформатора

1. В эксплуатации трансформатор должен подвергаться систематическому контролю и периодически -- планово-предупредительным ревизиям.

2. Трансформатор может быть вскрыт для ревизии при температуре окружающего воздуха равной или ниже температуры трансформатора. При относительной влажности воздуха выше 75% температуру трансформатора следует повысить не менее чем на 10°С выше температуры окружающего воздуха.

3. Помещение, где производится ревизия трансформатора, должно быть сухим и чистым, защищенным от попадания атмосферных осадков и пыли.

4. Разборку трансформатора производить в следующей последовательности:

а) слить масло через сливную пробку в чистый резервуар;

б) отвернуть гайки со шпилек вводов ВН и НН и снять изоляторы стороны НИ;

в) снять колпак переключателя;

г) отвернуть гайку сальника переключателя;

д) отвернуть болты, крепящие крышку к баку, и снять крышку трансформатора;

е) отвернуть гайки, крепящие активную часть к баку, и снять пластины;

ж) поднять активную часть за уголки, установленные на балках магнито-провода.

5. Сборку трансформатора производить в обратном порядке.

6. Активная часть трансформатора подлежит сушке, если она находилась на воздухе при ревизии трансформатора более:

а) 16 часов при сухой погоде (относительная влажность воздуха не более 65%);

б) 12 часов при влажной погоде (относительная влажность воздуха не более 75%).

При относительной влажности воздуха более 75% активная часть подлежит сушке при любой длительности нахождения ее на воздухе.

7. Сушка активной части трансформатора производится при температуре 100--105Х. Повышать температуру надо постепенно с интервалом 50°С в час. Сушка считается оконченной, если сопротивление изоляции, которое вначале уменьшается, а затем повышается, не будет в дальнейшем изменяться в течение 6 часов.

8. Заливка масла в трансформатор должна выполняться в один прием, т. е. без перерывов.

Температура заливаемого масла должна быть не ниже 10°С, при этом температура активной части трансформатора должна быть выше температуры масла.

9. Результаты ревизии трансформатора оформляются соответствующим актом.

Техническое обслуживание

1. Для своевременного обнаружения неисправностей все трансформаторы подвергаются периодическому внешнему осмотру (без отключения).

Сроки периодических внешних осмотров зависят от типа установки, мощности и назначения трансформатора и определяются правилами технической эксплуатации и местными инструкциями.

При внешнем осмотре трансформатора прежде всего проверяется уровень масла в масломерном стекле расширителя. Одновременно проверяется отсутствие течи масла во всех местах уплотнений трансформатора: под крышкой, изоляторами, переключателями, радиаторами и т. д., проверяется внешнее состояние изоляторов. При осмотре следует прислушиваться к гудению трансформатора. По изменению характера гудения, его усилению или появлению новых тонов можно иногда установить наличие неисправностей в трансформаторе: ослабление стяжки ярма, работу трансформатора при повышенном против нормального напряжении и другое.

2. В эксплуатации с течением времени отдельные части трансформаторов, подвергаясь термическим, электродинамическим и механическим воздействиям, постепенно теряют свои первоначальные качества и могут прийти в негодность. Необходимо время от времени производить осмотры трансформатора с отключением его от сети вскрытием и выемкой активной части из бака.

3. В зависимости от объема работ, производимых при ремонтах, различают два вида ремонтов:

а) капитальный ремонт со вскрытием трансформатора и выемкой активной части;

б) текущий ремонт с отключением трансформатора от сети, но без выемки активной части.

4. Капитальные ремонты с выемкой активной части производятся один раз в десять лет. Внеочередные капитальные ремонты производятся в зависимости от результатов измерений и состояния трансформатора.

5. Периодический капитальный ремонт производится в следующем объеме:

а) вскрытие трансформатора, подъем активной части и осмотр ее;

б) ремонт магнитопровода, обмоток, переключателя и отводов, промывка горячим маслом активной части и протирка изоляторов;

в) ремонт крышки, расширителя, радиаторов;

г) ремонт охлаждающих и маслоочистительных устройств;

д) чистка, промывка и в случае необходимости окраска бака;

е) очистка или замена масла;

ж) сборка трансформатора с заменой резиновых уплотнений;

з) проведение установленных измерений и испытаний; и) включение трансформатора.

6. Текущие ремонты трансформаторов с отключением от сети, но без выемки активной части производятся по мере необходимости, но не реже одного раза в 4 года.

7. В периодический текущий ремонт входят следующие работы:

а) наружный осмотр и устранение обнаруженных дефектов;

б) чистка изоляторов и бака;

в) спуск осадков из расширителя, доливка в случае необходимости масла, проверка маслоуказателей;

г) проверка состояния уплотнений;

д) осмотр и чистка охлаждающего устройства.

ОРУ 220кВ

Трансформаторы собственных нужд



Административное здание подстанции

Трубы, предназначенные для подачи воды в случае возгорания автотрансформатора

Расширительный бак автотрансформатора



Прибор контроля уровня масла



Заключение

В ходе четырехнедельной практики был ознакомлен с подстанцией Луч.

Получил инструктаж по технике безопасности, после чего прослушал ряд лекций как об энергетике России и Нижегородской области так и непосредственно о самой подстанции Луч.

Вместе с рабочим персоналом ознакомился с техническим оснащением подстанции, произвел осмотр оборудования под контролем персонала подстанции, изучил устройство и технику обслуживания автотрансформаторов и линий подстанции. Ознакомился с основными чертежами подстанции и, как самостоятельное домашнее задание, переводил «рукописные» чертежи в электронный вид.

Размещено на Allbest.ru