ЗМІСТ

Вступ	2
1 Коротка історія підприємства електричних мереж і найближчі перспективи його розвитку	3
2 Схеми, конструкції розподільчих пристроїв й основне устаткування підстанції.	5
3 Облаштування і конструктивне виконання повітряних ліній	13
4 Організація оперативного керування	14
5 Організація робіт з експлуатаційного і ремонтного обслуговування ліній, підстанцій	15
6 Механізація робіт	16
7 Охорона праці	18
8 Індивідуальне завдання	23
Висновок	27
Список літератури	28

Вступ

Я проходив технологічну практику в службі підстанцій Черкаських магістральних електричних мереж. Черкаські електричні мережі входять в склад Центральної електроенергетичної системиДержавного підприємства «Укренерго» . Підприємство займається експлуатацією обладнання підстанцій і ліній електропередач, монтажем, ремонтом обслуговуванням електротехнічного устаткування. Моїм керівником від підприємства була провідний інженер служби підстанцій Завгородня Людмила Андріївна. Під час проходження практики я ознайомився з основним обладнанням підстанції «Черкаси» 330/110/10 кВ, організаційною структурою підприємства. Розглянув питання експлуатації основного устаткування. Була проведена екскурсія по службах Черкаських МЕМ, та на ВРУ-330 підстанції «Черкаси». Я спостерігав за проведенням поточного ремонту, та виведенням обладнання в ремонт. Вивчив основні правила технічної експлуатації та техніки безпеки. Для написання свого звіту консультувався у свого керівника, інших інженерів підстанції, по питанням охорони праці - у інженера з охорони праці Берези М.Г., по виробничо-економічним питанням - у виробничо-технічному відділі.

2 Коротка історія підприємства електричних мереж і найближчі перспективи його розвитку

Черкаські магістральні електричні мережістворені згідно наказу Міністра енергетики та електрифікації України від 28.10.1996 р. № 185 "Про структуру магістральних електричних мереж у Черкаській області" як відособлений підрозділ Центральних магістральних електричних мереж Державної електричної компанії "Укрелектропередача" на базі державних магістральних мереж напругою 330-750кВ, розташованих в Черкаській області.

Мета створення– забезпечення високого оперативно-технологічного обслуговування, якості ремонтів електроустановок ДЕК ”Укрелектропередача", підвищення ефективності використання фінансових і матеріальних ресурсів, надійності роботи обладнання споруд та пристроїв.

З першого жовтня 1998 року Черкаські магістральні електричні мережі після реорганізації ДЕК „Укрелектропередача” та НДЦ України, створення на їх базі НЕК „Укренерго”, стали відособленим підрозділом Центральної електроенергетичної системи Державного підприємства НЕК „Укренерго”

Мета – забезпечення виконання необхідних ремонтів та оперативно – технічного обслуговування магістральних електричних мереж 330, – 750кВ і надійної роботи обладнання, споруд, пристроїв та систем управління.

Організаційна структура Черкаських МЕМ наводиться в додатку 1.

Персонал Черкаських МЕМ обслуговує:

- підстанцію 330/110/10 кВ „Черкаси”;

- підстанцію 330/110/10 кВ „Поляна”;

- ПЛ 750 кВ Південно–Українська АЕС – Вінниця протяжністю 81,62 км;

- ПЛ 330 кВ загальною протяжністю 311,6 км;

- кабельну магістраль зв’язку Київ – Горлівка протяжністю 473 км.

Підрозділом експлуатується виробнича база – РВБ в м. Черкаси, де розташовані ремонтні майстерні служби транспорту, столярна майстерня, приміщення лабораторій, виробничих служб, санітарно-побутового призначення, адміністративна будівля та складське господарство.

Перспективними напрямкамироботи підприємства є:

• підтримка обладнання підстанцій в робочому стані, своєчасний його ре5монт та модернізація;

• поступова заміна морально і фізично зношеного обладнання на сучасне, більш ефективне й надійне, включаючи обладнання іноземних фірм;

• застосування та впровадження нових методів діагностики обладнання.

• Для підвищення надійності електропостачання схемою перспективного розвитку Центральної ЕС на період до 2010 року з перспективою до 2015 року передбачається будівництво ПЛ-330кВ Поляна-Тальне з підстанцією 330/150кВ Тальне та переведення на номінальну напругу повітряної лінії Побужжя-Тальне, яка збудована в габаритах 330кВ та тривалий час експлуатується на зниженій напрузі 150кВ.

• Планується реконструкція діючого ЗРУ-10кВ з будівництвом нової підстанції 110/10кВ з ЦРП-10кВ на території бази ВАТ “Черкасиобленерго” Це в повному обсязі дозволить вирішити питання регулювання напруги.

2 Схеми, конструкції розподільних пристроїв й основне устаткування підстанції

1. Головна схема електричних з’єднань; розподільні пристрої, їхні конструкції.

Схема первинних з’єднань наводиться в додатку 2.

Підстанція 330 /110/10 кВ „Черкаси”з установленою потужністю трансформаторів 315 МВА побудована у 1961 році, займає загальну площу 59.800 м². Подає напругу на підстанції „ТЕЦ”, „Східна”, „ЗТА”, „Поляна” по лінії електропередачі 330кВ „Крем ГЕС - Черкаси”.

Рис.1 Підстанція 330/110/10 кВ „Черкаси”

Підстанція 330/110/10 кВ „Поляна”з установленою потужністю трансформаторів 400 МВА побудована у 1974 році займає загальну площу 72.980 м². Подає напругу по шинам 110кВ на підстанції „Сокірно”, „Західна”, „Шевченково”, „ТЕЦ”, „БХО”, „Черкаси”, „СТО”.

Рис.2 Підстанція 330/110/10 кВ „Черкаси” ВРУ-330

В додатку 3 наводиться перелік обладнання підстанції.

На підстанції працюють два автотрансформатори і один силовий трансформатор.

Автотрансформатори типу АТДЦТН -125000/330/110/10. Це трьохфазний трьохобмоточний автотрансформатор з примусовою циркуляцією повітря і масла з ненаправленим потоком масла, і системою регулювання напруги під навантаженням (РПН).

Трансформатор типу ТРДН – 63000/110/10. Це трьохфазний двухобмоточний силовий трансформатор з розщепленою обмоткою низької напруги (НН), примусовою циркуляцією повітря і природною циркуляціэю масла. І також має систему регулювання напруги РПН.

Розщеплена обмотка НН має виводи на дві секції збірних шин 10кВ.

2. Вимикачі– це комутаційні апарати, які використовуються для відключення окремих елементів електричної частини станцій та підстанцій.

На підприємстві використовуються вимикачі 330 кВ типу

ВВ-330Б, ВВН-330 і елегазовий типу 3АР2FI-365kV.

ВВ-330Б – це повітряний вимикач на напругу 330кВ з категорією ізоляції – Б. Також ці вимикачі зовнішнього встановлення з віддільником у фарфоровому корпусі під тиском. Час відключення такого вимикача 0,08с.

Вимикач ВВН-330 - це повітряний вимикач на напругу 330кВ зовнішнього встановлення.

На підприємстві використовуються вимикачі 110 кВ типу

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1. Це маломасляний вимикач серії ВМТ з номінальною напругою 110кВ, який має зовнішню ізоляцію категорії Б.

25/1250 – це тип виконання вимикача. Цей вимикач виготовлений у кліматичному виконанні УХЛ категорії розміщення 1. Повний час відключення такого вимикача 0,06с. Включення таких вимикачів відбувається за рахунок енергії пружин вмикання приводу, а відключення - за рахунок енергії власних пружин відключення вимикача, відведення яких відбувається в процесі включення.

На підприємстві також використовуються вимикачі 10 кВ типу

ВМПЕ – 10, ВМП – 10. ВМПЕ і ВМП – масляні вимикачі розраховані на номінальну напругу 10кВ, підстанційного типу з вбудованим електромагнітним приводом. Цей вимикач знаходиться у спеціальній шафі. Сам вимикач стоїть на рухомому візку, для того щоб під час ремонту мати доступ до задньої стінки вимикача, а також до шин 10кВ, які розташовані за вимикачем. Шафа має два відділи один для самого вимикача, а інший для вимірювальних пристроїв та систем релейного захисту (РЗА). Контакти такого вимикача знаходяться в масляному середовищі. Дуга гаситься за рахунок охолодження контактів маслом.

Роз’єднувач – це комутаційний пристрій, який використовується для відключення ліній без навантаження і створення видимого розриву.

На підстанції використовуються роз’єднувачі 330кВ типу

РНДЗ-330/3150 і РНДЗ-330/2000. Це роз’єднувач зовнішнього встановлення з двома опорними колонками або з двопроменевою ізоляційною гірляндою і заземлюючим ножем. 330 – номінальна напруга, кВ. 3150(2000) - номінальний струм, А. Оснащений електродвигунним приводом для дистанційного керування.

На підстанції використовуються роз’єднувачі 110кВ типу

РЛНД-110/1000. Це лінійний роз’єднувач зовнішнього встановлення з двома опорними колонками або з двопроменевою ізоляційною гірляндою. 110 – номінальна напруга, кВ. 1000 - номінальний струм,А.

Також на підстанції використовуються роз’єднувачі 10кВ типу

РВК-10, РЛНД-10/400 і РВО-10/400 . РЛНД-10/400 – це лінійний роз’єднувач зовнішнього встановлення з двома опорними колонками або з двопроменевою ізоляційною гірляндою. 10 – номінальна напруга, кВ. 400 - номінальний струм, А.

РВК-10 – це однополюсний роз’єднувач внутрішнього встановлення, коробчастого профілю. 10 – номінальна напруга, кВ. Обладнаний важільним і ручним приводом.

РВО-10/400 – це однополюсний роз’єднувач внутрішнього встановлення. 10 – номінальна напруга, кВ. 400 - номінальний струм, А. Обладнаний важільним і ручним приводом.

Трансформатор струму– трансформатор, призначений для перетворення струму до значення, зручного для вимірювання.

На підстанції використовуються вимірювальні трансформатори струму типів ТФКН-330, ТФНД-110. ТФКН-330 і ТФНД-110 – трансформатори струму в фарфоровій покришці.

Трансформатор напруги– трансформатор, який використовується для перетворення високої напруги в низьку для вимірювання.

На підстанції використовують вимірювальні трансформатори напруги типів НКФ-330, НКФ-110 і НТМІ-10. НКФ-330(110) – трансформатор напруги каскадний в фарфоровій покришці з номінальною напругою 330(110)кВ. НТМІ-10 – трансформатор напруги трьохфазний, масляний з обмоткою для контроля ізоляції мережі.

Розрядник– електричний апарат призначений для обмеження перенапруги в електротехнічних установках і електричних мережах.

На підстанції встановлені розрядники типів ОПН-330, РВМГ-330, РВС-110, ОПН-110, ОПН-10, РВП-10.

Обмежувач перенапруги нелінійний (ОПН) - це елемент захисту без іскрових проміжків. Активна частина ОПН складається з послідовного набору варісторів. Принцип дії ОПН оснований на тому, що провідність варісторів нелінійно залежить від доданої напруги. При відсутності перенапруг ОПН не пропускає струм, але як тільки на ділянці мережі виникає перенапруження, опір ОПН різко знижується, чим і обумовлюється ефект захисту від перенапруги. Після закінчення дії перенапруги на виводах ОПН, його опір знову зростає.

РВМГ складається з декількох послідовних блоків з магнітним іскровим проміжком та відповідного числа вілітових дисків. Кожен блок магнітних іскрових проміжків являє собою почергове з'єднання одиничних іскрових проміжків і постійних магнітів, укладену в порцеляновий циліндр.

3. Два автотрансформатора АТДЦТН-125000/330/110/10 (АТ-2 і АТ-3)

і силовий трансформатор ТРДН-63000/110/10 (Т-1) обладнані системою регулювання напруги під навантаженням (РПН).

Даний тип переключень застосовується для оперативних перемикань, пов'язаних з постійною зміною навантаження (наприклад, вдень і вночі навантаження на мережу буде різне). В залежності від того, на яку напругу і якої потужності трансформатор, РПН може змінювати значення коефіцієнта трансформації в межах від ± 10 до ± 16% (приблизно по 1,5% на відгалуження). Регулювання здійснюється на стороні ВН.

Регулювання може проводитись як автоматично, так і вручну з ОПУ або диспетчерського пульта керування.

4. Періодичність планових ремонтів

Автотрансформатор, трансформатор

Капітальний ремонт проводиться за результатами випробувань та технічним станом. Поточний ремонт проводиться щорічно.

Реактор струмообмежуючий

Капітальний ремонт проводити 1 раз у 12 років. Поточний ремонт проводити 1 раз у 2 роки.

Масляний вимикач

Капітальний ремонт проводити 1 раз на 6-8 років. Поточний ремонт проводити щорічно.

Повітряний вимикач

Капітальний ремонт проводити 1 раз на 4-6 років. Поточний ремонт проводити щорічно.

Елегазовий вимикач

Капітальний ремонт проводити після вичерпання

механічного ресурсу, ресурсу з вимкнення струмів короткого замикання або після 12-30 років експлуатації (залежно від вимог заводу-виробника).

Поточний ремонт проводити в термін згідно з вимогами заводу-виготовлювача.

Вакуумний вимикач

Капітальний ремонт проводити в термін згідно з вимогами заводу-виготовлювача. Поточний ремонт проводити в термін згідно з вимогами заводу-виготовлювача.

Вимикач навантаження, розєднувач і заземлюючі ножі

Капітальний ремонт роз’єднувачів проводити 1 раз на 4-8 років. Поточний ремонт проводити по мірі необхідності але не менше 1 разу у 4 роки.

ТС, ТН

Капітальний ремонт проводити за результатами випробування і огляду. Поточний ремонт проводити 1 раз у 3 роки.

Розрядники, обмежувачі перенапруги

Поточний ремонт розрядників проводити 1 раз на рік до початку грозового сезону.

Поточний ремонт для ОПН не вимагається.

В додатку 6 наведено обсяги капітальних інвестицій для модернізації основного обладнання підстанції та ліній(2006-2009рр.).

5. Кожна електрична установка на підстанції має захисне заземлення.

Підстанція має систему заземлення виду ТТ.

У системі TT трансформаторна підстанція має безпосередній зв'язок токоведучих частин із землею. Всі відкриті токопровідні частини електроустановок мають безпосередній зв'язок із землею через заземлювач, електрично не залежний від заземлювача нейтралі трансформаторної підстанції. Під землею по всій території підстанції розташовано заземлювальний контур, з яким мають зв’язок через провід заземлення усі електроустановки.

6. Щит керування – це графічне зображення всієї підстанції з усіма електроустановками та електроапаратами якими можна керувати безпосередньо зі щита за допомогою перемикачів. Будь – які перемикання на щиті виконує черговий інженер підстанції (ЧІП) за згодою диспетчера. Також на щит керування виведено дисплеї, які показують усі електричні параметри (P,Q,U,I, f ) з місць встановлення вимірювальних приладів(ТТ, ТН та ін.). І ще виведені усі системи релейного захисту та автоматики (РЗА).

Рис.3. Головний щит управління підстанція „Поляна”