Funcionamento do TP

Organização da operação técnica. A fiabilidade da obra do TP depende da qualidade do projeto e dos trabalhos de construção e instalação, ao nível da sua obra, que deve ser realizada em total conformidade com as orientações e materiais formativos existentes.

A operação técnica correta do TP garante manutenção e prevenção oportunas e de alta qualidade.

O trabalho de manutenção e prevenção é realizado para prevenir a ocorrência e remoção de danos e defeitos individuais que ocorreram durante a operação. O escopo deste trabalho inclui inspeções de sistema, medições preventivas e verificações de TP.

As inspeções programadas da TP são realizadas durante o dia de acordo com o cronograma aprovado pelo engenheiro-chefe da empresa, mas pelo menos uma vez a cada 6 meses.

As verificações de emergência do TP são realizadas após interrupções de emergência das linhas de energia, durante sobrecarga do equipamento, mudanças repentinas no clima e fenômenos naturais (neve molhada, gelo, tempestade, furacão, etc.); tais verificações são realizadas a qualquer momento.

Revisões de controle de TP produzidas por pessoal técnico e de engenharia pelo menos uma vez por ano... Geralmente são combinadas com a verificação de dispositivos de proteção contra raios, aceitação de objetos para operação em condições de inverno, com vista a VL 6-10 ou 0,4 kV, etc. Ao mesmo tempo, é especificado o escopo do reparo de subestações de transformação para o próximo ano.

A prevenção planejada da PPR é dividida em atual e básica. É fabricado para manter o TP em uma condição tecnicamente sólida, garantindo uma operação confiável e econômica a longo prazo, restaurando e substituindo elementos e peças desgastadas.

Com o reparo atual do TP uma vez a cada três a quatro anos, todo o trabalho é realizado para garantir a operação normal entre grandes reparos.

Nos casos que não sofram atraso antes da próxima grande reparação, são realizadas reparações seletivas preventivas com uma única substituição de elementos individuais e partes do TP. O trabalho é realizado, em regra, por pessoal operacional operacional, apoiado na avaliação de desperdícios operacionais.

O reparo principal do TP é realizado uma vez a cada seis a dez anos para manter ou restaurar a condição inicial de trabalho do TP. Elementos e peças desgastadas são reparadas ou substituídas por outras mais duráveis ​​e econômicas para melhorar o desempenho do equipamento TP. Ao mesmo tempo, durante a revisão, é realizada uma revisão completa do equipamento TP com inspeção detalhada, medições e testes necessários, com a eliminação das deficiências e defeitos revelados.

O trabalho é realizado por pessoal de reparo especial das áreas de rede, que é mantido às custas do fundo de amortização previsto para grandes reparos.A preparação do TP para a sua reparação, a aceitação desta reparação e a colocação em funcionamento são realizadas pelo pessoal operacional operacional das regiões da rede.

Dependendo das condições das estruturas e equipamentos da subestação, apuradas por meio de vistorias, medições preventivas e vistorias, o prazo de reparo poderá ser alterado com a autorização da direção do sistema elétrico. Os reparos restauradores de emergência são realizados quando há uma necessidade além do reparo planejado aprovado.

Para um aproveitamento mais eficiente da mecanização existente e uma melhor execução da obra no menor tempo possível, recomendam-se em vários casos medidas preventivas e grandes reparações no TP a serem efectuadas centralmente por forças de pessoal especializado (laboratórios , oficinas, etc.) da empresa de rede elétrica.

A organização normal do funcionamento do TP prevê a manutenção sistemática da documentação técnica de caracterização dos equipamentos elétricos e do seu estado, bem como o planeamento e reporte da execução de trabalhos preventivos e de reparação no TP. A lista de documentação técnica, seu conteúdo (forma) e procedimento de manutenção são estabelecidos e aprovados pela gestão do sistema de energia.

Um dos principais documentos técnicos é o cartão de reparo do passaporte do TP e o cartão de reparo do passaporte dos transformadores instalados neste TP.

O cartão de reparação do passaporte TP reflecte todos os dados técnicos e de design dos equipamentos instalados, das reparações e reconstruções efectuadas.Indica o número de inventário, o tipo e a localização da instalação do TP, o nome da organização do projeto e da instalação, a data de comissionamento do TP.

Um diagrama elétrico unifilar do TP é desenhado no passaporte com uma indicação detalhada dos parâmetros dos equipamentos de alta e baixa tensão instalados, barramentos, dispositivos de proteção contra raios, dispositivos de medição elétrica, etc.; o nome das linhas de alimentação e conexões do usuário também é indicado.

Desenha-se a planta e troço do subestação transformadora, indicando as principais dimensões e materiais de construção, com a aplicação de um elo de terra (para subestações transformadoras de mastro e KTP não são necessários troços). O cartão passaporte regista as datas e resultados das inspeções dos dispositivos de proteção contra descargas atmosféricas, medições da resistência dos circuitos de ligação à terra, dados sobre reparações e testes preventivos de equipamentos e sobre a reparação de estruturas TP.

Na frente do cartão de reparo do passaporte de um transformador de potência (ou no formulário de fábrica) estão indicados seus principais dados técnicos: inventário e números de série, tipo, esquema e grupo de conexões, ano de fabricação e comissionamento, potência em quilovolts- ampères , corrente nominal e tensão no lado HV e LV, tensão x. NS. e k. z., massa do transformador, massa do óleo, dimensões. O passaporte também contém informações sobre o motivo da remoção e o novo local de instalação do transformador, informações sobre a instalação, remoção e recarga dos filtros termossifão e posições das chaves.

A data e o motivo da reparação, o volume de trabalho realizado, os resultados dos testes e medições, bem como os defeitos detetados e não corrigidos, as notas sobre o funcionamento do equipamento TP e do transformador são indicados nos passaportes-cartões do TP e o transformador. Essas informações são inseridas nos formulários de passaporte relevantes o mais tardar 5 dias após a conclusão do trabalho com base em atos e protocolos. O passaporte ou formulário do transformador é guardado juntamente com o passaporte do TP em que está instalado. A cada movimento do transformador, o passaporte é transferido junto com o transformador.

Para determinar a possibilidade de ligação de novos consumidores e a necessidade de substituição de transformadores e equipamentos de TP, recomenda-se manter cadastro de consumidores e medições de correntes e tensões no TP para a área de TP (seção). O log registra para cada TP os resultados da medição das correntes de carga de todas as conexões de BT, a carga total do transformador e seu desnivelamento por fases, bem como o valor da tensão dos barramentos do TP. As medições são realizadas no lado de 0,4 kV 2 a 3 vezes ao ano em diferentes épocas do ano e dias.

O reporte contabilístico consolidado do TA para a zona (secção) é mantido no diário contabilístico do TA. Este registro indica o número de inventário e o tipo da subestação transformadora, o local de instalação, o nome e o número da linha de alimentação de 6-10 kV e a fonte de energia (subestações de 35-110 kV), dados dos transformadores (seu número em o transformador) subestação, a potência de cada um em quilovolt-amperes, tensão em kilovolts e corrente em amperes).

Recomenda-se manter uma lista de defeitos, uma lista de defeitos e um cronograma combinado anual de reparos e trabalhos preventivos da documentação principal. A ficha de avarias é o documento principal da inspeção do TP e é emitida ao electricista pelo mestre, indicando o âmbito da inspeção. Na ficha, o eletricista indica o número do TP, a data da inspeção, todos os defeitos e deficiências identificados durante a inspeção e coloca sua assinatura. Ao final da vistoria, a folha é devolvida ao comandante, que a confere e marca o prazo para a retirada dos defeitos. Após a remoção dos defeitos, são feitas anotações na folha, são colocadas a data e a assinatura do fabricante da obra.

A lista de defeitos é compilada pelo mestre da área TP (seção) com base em fichas de defeitos, relatórios de testes, etc. Materiais e equipamentos. A declaração é entregue à rede para o trimestre até ao final do ano e é utilizada para planear as reparações para o ano seguinte.

O calendário anual de reparação e manutenção é elaborado com a desagregação trimestral no contexto de cada zona (troço) do mestre TP e consolidado para a zona da rede com a desagregação dos principais volumes de trabalho.

O cronograma combinado contém três tipos de trabalho: reparo básico e contínuo, trabalho preventivo com uma lista de trabalhos executados para cada tipo.Durante grandes reparos, por exemplo, substituição de transformadores, reparo de dispositivos de medição, parte da construção da subestação de transformação, etc.; durante os reparos de rotina, é realizado um reparo completo do TP com medições preventivas, durante o trabalho preventivo - inspeção do TP, limpeza do isolamento, medição de cargas e tensões, amostragem de óleo, substituição de sílica gel, etc.

Na elaboração do cronograma, toma-se como base um plano plurianual de reparos complexos, levando em consideração a rapidez da periodicidade dos reparos e testes, listas de defeitos, estado atual do TP, natureza do trabalho do principais usuários e o valor do financiamento. Conforme o andamento da obra, os cronogramas são marcados mensalmente pelo mestre e técnico de documentação.

Para realizar os reparos necessários em casos de emergência, bem como para substituir equipamentos retirados para grandes reparos, nas empresas e regiões da rede, é criada uma composição de emergência e reparo de equipamentos e materiais. A nomenclatura e a quantidade dessas reservas são determinadas de acordo com as condições locais pela administração da empresa de transmissão de energia e do sistema elétrico.

A operação dos transformadores consiste no monitoramento sistemático de sua carga, temperatura do óleo e seu nível no expansor. Em carga nominal de transformadores resfriados com óleo natural, a temperatura das camadas superiores do óleo, segundo PTE, não deve ultrapassar 95°C.

A temperatura de aquecimento de seus enrolamentos atinge ao mesmo tempo 105 ° C, pois a diferença de temperatura dos enrolamentos para as camadas superiores do óleo é de aproximadamente 10 ° C, mas deve-se ter em mente que em cargas nominais a temperatura máxima no os lugares mais quentes das bobinas serão 30 - 35 ° C mais altos do que nas camadas superiores do óleo. A temperatura do óleo nas camadas inferiores é sempre menor que nas superiores; assim, a uma temperatura do óleo nas camadas superiores de 80 ° C, na parte inferior, será de 30-35 ° C, e no meio do tanque do transformador - 65-70 ° C.

Sabe-se que com uma mudança na carga do transformador, a temperatura do óleo sobe ou desce muito mais lentamente do que a temperatura dos enrolamentos. Portanto, as leituras dos termômetros que medem a temperatura do óleo realmente refletem as mudanças na temperatura dos enrolamentos com um atraso de várias horas.

De maior importância para a operação normal de longo prazo dos transformadores é a temperatura do ar ao seu redor. Na Rússia central, varia de -35 a + 35 ° C. Nesse caso, a temperatura do óleo no transformador pode exceder a temperatura ambiente máxima em até 60 ° C, e os transformadores nessas áreas podem funcionar com a potência nominal indicada na sua placa. Quando a temperatura do ar for superior a 35°C (mas não superior a 45°C), a carga do transformador deve ser reduzida na proporção de 1% de sua potência nominal para cada grau de excesso de temperatura do ar .

O modo de operação dos transformadores é determinado pelos valores da corrente de carga, a tensão no lado do enrolamento primário e a temperatura das camadas superiores do óleo.

De acordo com os requisitos da PUE, é necessário verificar periodicamente a tensão na rede e a carga nos transformadores, total e cada uma das fases, conforme cronograma nos períodos de cargas máximas e mínimas a fim de identificar sua irregularidades. A tensão fornecida ao transformador abaixador não deve exceder em mais de 5% o valor da tensão correspondente a este ramo do enrolamento de alta tensão.

Como regra, os transformadores não devem ser sobrecarregados além da potência nominal. No entanto, os transformadores TP nem sempre são carregados uniformemente para a potência nominal durante o dia ou ao longo do ano. Nesse sentido, é permitida a sobrecarga dos transformadores devido à subutilização de sua capacidade durante os períodos de subcarga.

A carga, por exemplo, de TPs rurais geralmente varia de 15 a 100% durante o dia, e a duração de seu máximo às vezes não excede 1-2 horas. é de apenas 40-60%. Dadas essas características, no inverno o transformador pode ser adicionalmente sobrecarregado na proporção de 1% de sua potência nominal a 1% de sua subcarga no verão, mas não mais que 15%. A sobrecarga total de inverno de longo prazo devido à subcarga diária e de verão é permitida até 30% da potência nominal do transformador operando ao ar livre e até 20% em ambientes fechados.

No final da sobrecarga, a temperatura de superaquecimento das partes individuais do transformador não deve exceder os limites permitidos. A sobrecarga admissível e sua duração para transformadores imersos em óleo podem ser determinadas a partir das curvas de suporte de carga.

Além das sobrecargas especificadas, sobrecargas de curto prazo em modos de emergência são permitidas para transformadores em operação previamente descarregados. As sobrecargas de emergência, independentemente da duração e valor da carga anterior e da temperatura ambiente, são permitidas dentro dos seguintes limites:

Sobrecarga, mas atual,% para nominal 30 45 60 75 100 200 Duração da sobrecarga, min 120 80 45 20 10 1,5

A distribuição uniforme da carga nas fases também é importante. A carga irregular causa aquecimento adicional do óleo e dos enrolamentos do transformador, o que leva ao envelhecimento prematuro do enrolamento e do isolamento do óleo e pode danificar o transformador.

Além disso, isso cria uma assimetria das tensões de fase, o que pode levar a danos aos pantógrafos dos consumidores conectados entre os condutores fase e neutro. O grau de desnível de carga das fases do transformador no lado 380/220 V não deve exceder 10%. O grau ou coeficiente de irregularidade ki é determinado pela fórmula

onde Imax é o valor da corrente na fase com carga máxima, A; Iav — o valor médio aritmético das correntes de todas as fases ao mesmo tempo, A:

A carga total é verificada, a distribuição de carga dos níveis de tensão por fase é realizada pelo menos uma vez ao ano em um dia típico durante os períodos de cargas máximas e mínimas do transformador no lado da tensão secundária. Uma verificação de emergência é realizada quando ocorrem mudanças significativas na carga (conexão de novos usuários ou aumento de capacidade dos existentes, etc.).O valor da carga de fase é medido no lado de 0,4 kV com um alicate amperímetro com escala de amperímetro de 5 a 1000 A, e os níveis de tensão com voltímetros de mostrador com escala de até 600 V.