6 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Замена трансформатора на подстанцииЗамена трансформаторных подстанций: качественное энергоснабжениеСовременные электрические сети имеют сложную структуру и огромное количество всевозможной электротехнической аппаратуры. Среди оборудования значительное место занимают трансформаторные подстанции, которые предназначены для перераспределения, переработки энергии электричества различных номиналов и мощности. Конструкций трансформаторных подстанций много, и отличаются они по назначению. Наполнение этих объектов энергосистемы определяется исключительно теми задачами, которые они должны выполнять. Но в целом ТП состоит из следующих элементов:
Проектируют и изготавливают трансформаторные подстанции, как правило, на одном предприятии по существующим типовым схемам. Например, КТП (комплектные трансформаторные подстанции) производят на предприятии и отдельными блоками поставляют к месту установки, где их окончательно собирают специалисты-электромонтажники, согласно индивидуальному проекту. Замена и реконструкция трансформаторной подстанцииТрансформаторные подстанции имеют граничный срок службы 25 лет, после чего их полная замена становится технической необходимостью. Связана такая потребность с тем, что оборудование физически и морально устаревает. Обслуживать его и постоянно поддерживать все агрегаты в рабочем состоянии собственнику не выгодно, поскольку он делает большие затраты. Более того, такая подстанция уже не в состоянии выдавать потребителю необходимое напряжение. На ней происходят частые поломки, которые приводят к скачкам напряжения или подаче его с перебоями. Реконструкцией ТП в данном случае делу не поможешь – тут нужна ее полная замена. В отдельных моментах на трансформаторных подстанциях происходят аварии, которые ведут к полному выходу оборудования из строя. В таких условиях расчеты показывают, что экономически целесообразным выходом будет установка новой подстанции, а не ремонт старой. В каких случаях требуется обновление оборудованияМы являемся свидетелями значительного роста энергопотребления предприятиями промышленности, сельского хозяйства, жилищно-коммунальным сектором и населением в последние 5-10 лет. Работающее оборудование подстанций не обеспечивает в необходимом объеме электроэнергией потребителей, к тому же оно технически не в состоянии принимать на себя дополнительную нагрузку, потребность в которой возникает ежедневно. В таких случаях возникает необходимость в реконструкции трансформаторной подстанции с применением нового современного оборудования, рассчитанного на удовлетворение существующих потребителей и перспективу подключения новых. Решение о реконструкции или полной замене трансформаторной подстанции принимается в каждой конкретной ситуации руководителями предприятий учреждений и организаций. Процедура от принятия решения до вступления в строй новой или модернизированной ТП не быстрая и требует соблюдения установленных правилами стандартов. Этапы замены трансформаторной подстанцииДля того чтобы осуществить замену трансформаторной подстанции, должна быть проведена кропотливая работа. На практике обслуживающий персонал подстанции информирует системного оператора о некачественной работе подстанции в течение определенного времени. Такую информацию получают и руководители предприятия. В итоге принимается решение о замене подстанции. Далее составляется заявка на составление проекта. Заявка-задание на составление проекта оформляется заказчиком, которым может выступать министерство, ведомство, предприятие промышленности, сельского хозяйства и другие субъекты. В задании должно быть представлено технико-экономическое обоснование на возведение подстанции. Все документы в задании проходят процедуру согласования с проектной организацией и подрядчиком. Проектная организация при выполнении задания исходит из того, что схема-проект подстанции должна учитывать перспективу развития электрических сетей района и системы в целом. Она должна обеспечивать:
Изготовление оборудованияПодготовленный, согласованный и утвержденный проект поступает на предприятие, где и происходит изготовление трансформаторной подстанции. Заказчику подстанция поступает уже в собранном готовом виде или, как мы отмечали ранее, в виде блоков, из которых на месте выполняют сборку ТП. Монтаж подстанцииСтроительные и электромонтажные работы по установке трансформаторной подстанции производят в течение нескольких дней. Термины выполнения всех операций зависят от типа устанавливаемой станции и ее назначения, от условий местности и самого технического задания. Так, монтаж блоков комплектной ТП проводят в соответствии с составленным техническим заданием, по окончании которого проверяют все болтовые крепления заземления, целостность приборов, изоляторов, проводки. На последнем этапе электромонтажники проводят подключение кабелей низкого и высокого напряжения. Пробный пускПеред пробным пуском ТП еще раз проводят внешний осмотр, чтобы выявить и устранить повреждения элементов при установке. Проверяют уровень масла в трансформаторе, отсутствие его подтеканий. Проверяют сопротивление прессующих болтов. Пуск трансформатора выполняют на полное напряжение. Тестируют его работу в различных режимах, убеждаются в корректной работе приборов системы контроля и защиты. Сдача объекта в работуПосле испытаний ТП передают в эксплуатацию заказчику с подписанием акта. У заказчика и изготовителя устанавливаются тесные связи для сопровождения трансформаторной подстанции в процессе работы, гарантийного и послегарантийного обслуживания ее элементов. Грамотно спроектированная и собранная трансформаторная подстанция бесперебойно обеспечивает потребителей различных категорий паспортным напряжением и готова к возрастающим нагрузкам в сети, связанным с ростом потребления электроэнергии. tdenergo.ru Замена трансформаторов на подстанциях - ООО «ПрофЭнергия»Замена трансформатора на подстанции или другом объекте осуществляется в случаях, когда используемое оборудование устарело и не способно полноценно выполнять свои задачи. При скачках напряжения на таких агрегатах велика вероятность перегорания ламп и поломки дорогостоящей техники, получающей питание через электросеть. Замена устаревшего оборудования позволяет обеспечить бесперебойную работу сети и продлить срок эксплуатации подключенной к ней техники. Современные трансформаторы:
Показания к замене трансформатора
Основными признаками необходимости замены трансформатора являются:
Замена трансформаторов в СНТ, огороднических и дачных поселках
Чаще всего необходимость в приобретении и установке нового трансформатора возникает по причине:
Для продления срока службы силового оборудования важно своевременно проводить его плановое обслуживание, проверять на предмет отсутствия утечки масла, отслеживать температурные режимы работы и отмечать максимальную температуру, возникающую при перегрузках. Работы по установке, техническому обслуживанию, профилактическому контролю и испытаниям трансформаторов должны выполнять специалисты, имеющие необходимые допуски, знания, опыт и инструменты. Инженерный центр «ПрофЭнергия» оказывает полный комплекс профессиональных услуг по установке, обслуживанию и замене трансформаторов всевозможных типов. Как правомерно обосновать замену трансформатора? - Частная подстанция (электросеть) - Задай свой ЭнергоВОПРОС | ЭнергоВопрос - Свет - Вопрос-ответ30.05.2012 Свет / Частная подстанция Я … индивидуальный предприниматель в свое время приобрел у строительной организации два здания для организации небольшого производства – одно собственно для производства, а второе прилагалось к нему в виде нагрузки – как написано в свидетельстве о собственности: «Здание трансформаторной подстанции», которое пришлось приобретать поскольку весь комплекс зданий был запитан от КТПН, которая находилась радом с этим зданием, на его земельном участке, но как технологическое оборудование ни в каких документах не отражено, т.к. стояла там с незапамятных времен и никакой технической документации на нее не сохранилось, а само здание представляло собой просто коробку без всякой начинки. Мощность трансформатора установленного в подстанции представителем энергонадзора выписавшего разрешение на ввод в эксплуатацию был определен исходя из его габаритов в 630 кВа (хотя его реальная мощность, как выяснилось гораздо позднее составляла 320 кВа, а год выпуска 1961г.). В смежном с моим зданием расположилась «ООО» занимающееся производством энергоемкой продукции и по сути являющихся основным потребителем эл.энергии, и у которой как и у меня был заключен договор о поставке эл.энергии со сбытовой компанией. Поскольку КТПН была запитана от подстанции расположенного поблизости завода и сетевой организацией для нас по сути являлся завод, с ним был составлен акт отдельно со мной и с «ООО» о технологическом присоединении и разграничении балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон (хотя по правилам, как приложение к основному договору, прикладываются два документа: акт о балансовой принадлежности и акт технологического присоединения и ответственности сторон). Имеет ли это принципиальное значение? Основной договор между сетевой компанией и нами не заключался, поскольку подключение было выполнено ранее в вышеуказанном акте, который заключался между сетевой организацией и «ООО» я имел неосторожность расписаться напротив пункта, в котором указывалось, что «ООО» опосредованно подсоединено к моим сетям и прилагалась схема подключения (я полагал, что глупо отрицать очевидные вещи), хотя в самом акте моя фамилия в шапке и в низу, где документ подписывается и удостоверяется печатями не фигурирует, акт составлен от двух действующих лиц. В процессе эксплуатации подстанции выявилась неисправность трансформатора – предполагаемое нарушение герметичности корпуса и пониженное сопротивление обмоток. Поставив об этом известность сбытовую компанию, я произвел замену трансформатора на тр-р меньшей мощности, который приобретал исходя из собственных потребностей и не обремененный, как мне казалось обязывающими договорами. При этом переток эл.энергии для соседей не прерывал, ограничив их потребление в виду малой мощности трансформатора. «ООО» подала на меня жалобу в УФАС о незаконном ограничении в мощности. На тот момент УФАС в моих действиях не обнаружили состава нарушения, о чем отписали заявителю. Тогда «ООО» обратилась с жалобой на гарантирующего поставщика. В процессе разбирательства привлекли меня, как владельца подстанции, где уже сетевая организация предъявила вышеуказанный акт о технологическом подсоединении балансовой принадлежности и ответственности сторон ссылаясь на то, что в нем указан запрашиваемый «ООО» объем потребления, который я не обеспечил. На основании чего УФАС привлекают меня к ответственности, заявляя, что в данном случае я должен был приобретать за свои средства трансформатор покрывающий потребности «ООО», и потребовали предоставить документ юредически подтверждающий выход прежнего трансформатора из строя. Найдя соответственно лабораторию, такой документ я предоставил. На очередном рассмотрении УФАС обязал представителя Энергонадзора прокомментировать предъявленные документы, на что он ответил, что протоколы не содержат исчерпывающей информации, и что за период простоя (10 месяцев) трансформатор сам мог набрать повышенную гигроскопичность. По сути меня загнали в угол и хотят оставить крайним. Обращался к юристам, квалифицированной помощи пока не получил. Подскажите, кто может, как мне аргументировать свою позицию, есть ли шансы и насколько обоснована позиция УФАС по отношению ко мне? energovopros.ru Замена трансформаторов в Москве: низкая стоимость, высокое качество работСложно представить комфортный быт современного человека без осветительных приборов и многочисленной бытовой техники. Но с увеличением масштабов использования электроприборов возрастает и мощность потребления электроэнергии. Чтобы удовлетворить возросшие потребности населения в электричестве, необходимо модернизировать имеющиеся и строить новые сети электроснабжения. Для минимизации потерь при передаче электроэнергии от источника на большие расстояния напряжение переменного тока повышают. Но бытовая техника работает на напряжениях 380 и 220 В – более низких, чем у высоковольтной передающей линии, а необходимые потребителям значения напряжения и тока обеспечивают понижающие трансформаторы. Когда нужна замена трансформаторов напряженияЗамена трансформаторов напряжения может потребоваться в ситуациях, когда:
Примером вынужденной замены трансформатора напряжения может служить пожар, произошедший 4 августа 2016 года по ул. Морской в с. Счастливцево. Трансформаторная подстанция, обеспечивающая подачу электроэнергии местному населению, сгорела из-за перегрузки электросети. Решение организационных вопросовПланируя замену трансформатора напряжения, нужно вначале решить организационные вопросы:
Чтобы сэкономить свое время и деньги, поручите решение задачи по замене обмотки трансформатора нашей компании. Мы правильно рассчитаем мощность подключения и выполним проектные работы. Перед доставкой оборудования бригада электромонтажников определится с его месторасположением, а затем примет его и осмотрит на предмет соответствия заводской документации. Этапы проведения работ по замене трансформатораТехнические мероприятия по замене трансформаторов включают в себя:
После выполнения общестроительных, электромонтажных и пусконаладочных работ подготавливается исполнительная документация, которая сдается в энергопоставляющую организацию или, если нужно, в Ростехнадзор. После того, как будет получено разрешение на ввод оборудования в эксплуатацию, работы считаются оконченными, и электроустановка вводится в режим полноценного использования. Сколько стоит замена трансформатораСтоимость работ по замене трансформатора напряжения зависит от его мощности, удаленности объекта, выполнения изыскательных работ для проектирования и прочих факторов и начинается от 50 000 рублей. Цена замены трансформатора в СНТ и других объединениях на более мощный включает стоимость всего комплекса услуг – от выезда инженера с проектантом на объект до монтажа трансформаторной подстанции и ее ввода в эксплуатацию. Все работы по монтажу, модернизации, замене и обслуживанию трансформаторов должны проводить квалифицированные специалисты, которые прошли соответствующее обучение и имеют разрешения на выполнение таких видов работ. Только в таком случае можно гарантировать правильные условия перевозки, хранения и монтажа электроустановок и их стабильное функционирование на протяжении длительного времени. Наша компания имеет полностью укомплектованный штат квалифицированных сотрудников и обладает требуемой разрешительной документацией. Все виды работ выполняются с соблюдением норм пожарной безопасности и охраны труда, а также под надзором лиц, ответственных за их осуществление. Снятие и монтаж нового оборудования производится механизированным способом с использованием кранов подходящей грузоподъемности. Дополнительно мы предлагаем услуги по годовому обслуживанию трансформаторных подстанций, с предоставлением отчетов по проведенным работам и протоколам испытаний. Наша бригада проводит периодические осмотры обслуживаемого оборудования и внеплановые выезды после отключений, вызванных погодными условиями или некорректной работой аппаратов релейной защиты и автоматики (РЗА). У нас есть все необходимое для выполнения технических работ, межремонтного обслуживания, текущего и капитального ремонта. Чтобы проконсультироваться по возникшим вопросам, узнать стоимость работ по замене трансформатора в конкретном случае и воспользоваться нашими услугами, позвоните нам по телефону +7 (495) 181-50-34 или закажите обратный звонок. energiatrend.ru 6 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток. Необходимо обеспечить энергией потребителей I и II категорий в случае аварии на одном из трансформаторов или его отключении. В этом случае, оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей I и II категорий с допустимой перегрузкой до 40%, на время не более 6 часов, в течение 5 суток, при коэффициенте заполнения суточного графика 0,75. Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории. Условия выбора: 1 (6.1) );2) ; 3) . После выбора трансформатора необходимо произвести проверку:
(6.2) .Рассмотрим выбор трансформаторов на примере узла 3. Выбор трансформаторов в остальных вариантах производится аналогичным образом. МВА; МВА. Выбираем марку трансформатора [3, таблица А. 3] ТРДН–63000/110. При этом: 1) ; 2) ; 3) . , то есть в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов, второй будет перегружен на 6%. Все данные о выбранных трансформаторах заносятся в таблицу 6.1. Таблица 6.1 – Выбор понижающих трансформаторов
7 Выбор схем подстанций
7.1 Выбор схем электрических соединений ру подстанций на стороне внНаиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели, и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек (согласно [4]). Таблица 7.1 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 1)
Таблица 7.2 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)
Таблица 7.3 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 3)
Таблица 7.4 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 4)
Таблица 7.5 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 5)
studfiles.net Как ремонтировать КТП 400 кВАПри внеплановом или плановом технического осмотра подстанции, в случае выявления дефектов в ее работе, необходимо проведение комплексных мероприятий по ремонту трансформаторной подстанции. Ремонт КТП 400 проводиться в случае выявления таких дефектов как:
Виды ремонтов выполняемые на КТП:
Во время проведения ремонта КТП 400 выполняются следующие виды работ:
автоматических выключателей низковольтного типа
Порядок ремонта КТП
Дата публикации: 24.10.2016 / Редакция сайта "Транс-КТП" СВЯЗАТЬСЯ С НАМИtr-ktp.ru 5.2. Обслуживание трансформаторов напряжения. Эксплуатация электрических подстанций и распределительных устройств5.2. Обслуживание трансформаторов напряжения Трансформатор напряжения (ТН) — это измерительный трансформатор, в котором при нормальных условиях применения вторичное напряжение практически пропорционально первичному напряжению и при правильном включении сдвинуто относительно него по фазе на угол, близкий к нулю (СТ МЭК 50(321)—86). ТН является трансформатором, питающимся от источника напряжения, и служит для преобразования высокого напряжения в низкое стандартных значений: 100; 100/?3; 100/3 с целью питания измерительных приборов и различных реле управления, защиты и автоматики. ТН (так же как и ТТ) отделяют (изолируют) измерительные приборы и реле от высокого напряжения, обеспечивая их работоспособность и безопасность обслуживания. Применение ТН позволяет изолировать логические схемы защиты и цепи измерения от цепи высокого напряжения. По принципу устройства и схеме включения ТН практически не отличаются от силовых трансформаторов. Отличие состоит в малых мощностях, не превышающих десятков или сотен ВА. При малой мощности режим работы ТН близок к режиму ХХ трансформаторов. Размыкание их вторичных обмоток не приводит к опасным последствиям. На напряжение до 35 кВ ТН включаются через предохранители, чтобы при повреждении ТН был отключен — во избежание развития аварии в сети. На напряжении 110 кВ и выше из-за крайне редких повреждений ТН предохранители можно не устанавливать. Коммутация (включение и отключение) ТН производятся разъединителями. Для защиты ТН от токов КЗ в его вторичных цепях устанавливают съемные трубчатые предохранители или автоматические выключатели максимального тока: трехполюсные (типа АП50-3М) и двухполюсные (типа АП50-2М) с электромагнитным расцепителем на номинальные токи от 2,5 до 50 А. Предохранители устанавливают в том случае, если ТН не питает быстродействующие защиты, поскольку эти защиты могут ложно действовать при недостаточно быстром перегорании плавкой вставки. Установка же автоматических выключателей обеспечивает эффективное срабатывание специальных блокировок, выводящих из действия отдельные виды защит при обрыве цепей напряжения. Для безопасного обслуживания вторичных цепей при пробое изоляции и попадании высокого напряжения на вторичную обмотку один из ее зажимов или нулевая точка присоединяется к заземлению. При соединении вторичных обмоток в звезду заземляется не нулевая точка, а начало обмотки фазы В, что вызвано стремлением сократить на 1/3 число переключающих контактов во вторичных цепях, поскольку заземленная фаза может подаваться на реле помимо рубильников и вспомогательных контактов разъединителей. При использовании ТН для питания оперативных цепей переменного тока допускается заземление нулевой точки вторичных обмоток через пробивной предохранитель, что необходимо для повышения уровня изоляции оперативных цепей. При производстве работ непосредственно на ТН и его ошиновке действующими правилами безопасности предписывается создание видимого разрыва как со стороны ВН, так и со стороны вторичных цепей, чтобы избежать появления напряжения на первичной обмотке за счет обратной трансформации напряжения от вторичных цепей, питающихся от другого ТН. С этой целью во вторичных цепях ТН устанавливаются рубильники или применяются предохранители. Отключение автоматических выключателей, а также разрыв вторичных цепей вспомогательными контактами разъединителей не создают видимого разрыва цепи и поэтому считаются недостаточными. На ПС применяются как однофазные, так и трехфазные двух-и трехобмоточные ТН. В основном это ТН с бумажно-масляной изоляцией, магнитопроводы и обмотки которых погружены в масло. Масляное заполнение бака или фарфорового корпуса предохраняет от увлажнения и изолирует обмотки от заземленных конструкций. Кроме того, такое заполнение является охлаждающей средой. В ЗРУ до 35 кВ используются ТН с литой эпоксидной изоляцией, которые имеют ряд преимуществ по сравнению с маслонаполненными при установке в КРУ. На ПС 110–500 кВ применяются каскадные ТН серии НКФ. В каскадном ТН обмотка ВН делится на части, размещаемые на разных стержнях одного или нескольких магнитопроводов, что облегчает ее изоляцию. У ТН (типа НКФ-110) обмотка ВН разделена на две части (ступени), каждая из которых размещается на противоположных стержнях двухстержневого магнитопровода. Магнитопровод соединен с серединой обмотки ВН и находится по отношению к земле под потенциалом Uф /2, благодаря чему обмотка ВН изолируется от магнитопровода только на Uф /2, что существенно уменьшает размеры и массу трансформатора. С другой стороны, ступенчатое исполнение усложняет конструкцию трансформатора, так как появляется необходимость в дополнительных обмотках. Каскадные ТН на 220 кВ и выше имеют два и более магнитопровода. Число магнитопроводов обычно в 2 раза меньше числа ступеней каскада. Для передачи мощности с обмоток одного магнитопровода на обмотки другого служат связующие обмотки. Наряду с обычными электромагнитными ТН для питания измерительных приборов и релейной защиты применяют емкостные делители напряжения, которые получили распространение на ЛЭП напряжением 500 кВ и выше. На рис. 5.1 показана принципиальная схема включения емкостного делителя напряжения типа НДЕ-500.  На схеме видно, что напряжение между конденсаторами распределяется обратно пропорционально емкостям: U1/U2 = С2 /C1, (5.1) где С1 и С2 — емкости конденсаторов; U1 и U2 — напряжения на них. Подбором емкостей обеспечивается получение на нижнем конденсаторе С2 требуемой доли общего напряжения Uф. Если к конденсатору С2 подключить понижающий трансформатор Т (рассчитан на напряжение до 15 кВ), то он будет выполнять те же функции, что и обычный ТН. Емкостной делитель напряжения на рис. 5.1 состоит из трех конденсаторов связи типа СМР-166/?3–0,014 и одного конденсатора отбора мощности типа 0МР-15-0,017. Первичная обмотка трансформатора Т имеет восемь ответвлений для регулирования напряжения. Заградитель L препятствует ответвлению токов высокой частоты в трансформатор Т во время работы высокочастотной связи, аппаратура которой подключена к конденсаторам через фильтр ФП. Реактор LR улучшает электрические свойства схемы при росте нагрузки. Балластный фильтр в виде резистора R служит для гашения феррорезонансных колебаний во вторичной цепи при внезапном отключении нагрузки. Контроль исправности вторичных цепей основной обмотки ТН обычно производится при помощи трех реле минимального напряжения. При отключении автоматического выключателя или сгорании предохранителя эти реле подают сигнал о разрыве цепи. Более совершенным является контроль с помощью комплектного реле, подключенного по схеме рис. 5.2 к шинам вторичного напряжения. В этой схеме реле KV1 включено на три фазы фильтра напряжения обратной последовательности ZV, которое срабатывает при нарушении симметрии линейных напряжений, что имеет место, например, при обрыве одной или двух фаз. При размыкании его контактов срабатывает реле KV2, подающее сигнал о разрыве цепи напряжения. Это реле срабатывает также и при трехфазном симметричном КЗ, когда реле KV1 не работает. Таким образом обеспечивается подача сигнала при всех нарушениях цепей напряжения со стороны как НН, так и ВН. Для того чтобы исключить подачу ложного сигнала, устройство действует с выдержкой времени, превышающей время отключения КЗ в сети ВН.  Блокировка защит при повреждениях в цепях напряжения подает сигнал о возникшей неисправности и блокирует те защиты, которые могут при этом сработать, лишившись напряжения. Напряжение исчезает или искажается по фазе при перегорании предохранителей, срабатывании автоматических выключателей или обрыве фаз. На линиях дальних электропередач 500 кВ и выше ТН устанавливаются на вводе линии. Питание цепей напряжения реле и приборов каждой линии производится от подключенного к ней ТН. Обслуживание ТН и их вторичных цепей оперативным персоналом заключается в контроле за работой самих ТН и за исправностью цепей вторичного напряжения. В процессе надзора (осмотра) обращают внимание на общее состояние ТН, а именно: наличие в них масла; отсутствие течей и состояние резиновых прокладок; отсутствие разрядов и треска внутри ТН; отсутствие следов перекрытий на поверхности изоляторов и фарфоровых покрышек; степень загрязненности изоляторов; отсутствие трещин и сколов изоляции; состояние армировочных швов. ТН напряжением 6-35 кВ с малым объемом масла не имеют маслоуказателей и расширителей. Масло в них не доливают до крышки на 20–30 см. Оставшееся пространство выполняет роль расширителя. При обнаружении следов вытекания масла из таких расширителей необходимы срочный вывод ТН из работы, проверка уровня масла и устранение течи. При осмотрах проверяется отсутствие щелей в уплотнениях дверей шкафов вторичных соединений, через которые могут проникнуть снег, пыль и влага; осматриваются рубильники, предохранители и автоматические выключатели, а также ряды зажимов. В соответствии с действующими ПУЭ, номинальный ток плавкой вставки предохранителей должен быть в 3 раза меньше тока КЗ в наиболее отдаленной от ТН точке вторичных цепей. На щитах управления и релейных защит необходимо контролировать наличие напряжения на ТН по вольтметрам и сигнальным устройствам. При оперативных переключениях необходимо соблюдать последовательность операций не только с аппаратами высокого напряжения, но и с вторичными цепями напряжения устройств защиты и автоматики. При исчезновении вторичного напряжения из-за перегорания предохранителей НН они подлежат замене, а отключившиеся автоматические выключатели следует включить, причем первыми должны восстанавливаться цепи основной обмотки, а потом — дополнительной. К замене перегоревших предохранителей ВН приступают после выполнения операций с устройствами тех защит, которые могут сработать на отключение электрической цепи. Не рекомендуется установка новых предохранителей ВН без выявления и устранения причин их перегорания. Поделитесь на страничкеСледующая глава > info.wikireading.ru | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
Замена трансформатора ВТП, КТП требует немалых финансовых вложений, но затраты будут еще выше, если оборудование внезапно выйдет из строя, и придется срочно менять его с незапланированным отключением электроэнергии. Продление срока эксплуатации силового оборудования – это важная задача для повышения надежности инфраструктуры. Но если агрегат подвергался существенным угрозам – при его использовании допускались ошибки, утечки масла, перегрузки и прочие нарушения – его эксплуатационный ресурс существенно снижается.
В преимущественном большинстве садоводческих некоммерческих товариществ, дачных и огороднических поселков используются устаревшие силовые трансформаторы. Часто они не справляются с возросшими потребностями потребителей электроэнергии. В таких случаях необходима замена трансформатора в СНТ на более мощный. Участники товариществ собственников недвижимости проводят общее собрание и принимают решение о замене старого оборудования на новое, способное полноценно обеспечивать электроэнергией всех членов товарищества.
