Централизованный метод технического обслуживания. Объединение бригад рру и бригад “куста” тп на время плановых работ, управление бригадами производится из одного центра рру.

Все работы в зависимости от периодичности их выполнения объединены в комплексы по видам ремонта, они выполняются по специальному графику, составленному на 6 лет. Ремонт приборов, аппаратуры и отдельных узлов выполняется в РРУ или ремонтных мастерских дистанции. На ТП персонал выполняет осмотры и ПИ, в результате которых вышедшее из строя оборудование заменяют резервным, а неисправное оборудование отправляют в РРУ и электромеханические мастерские.

Штат на ТП такой же, как при кустовом методе (2-3 человека). Трудовые затраты на одну ТП составляют 6-8 тыс. чел.-часов в год, т.е. уменьшаются, а объемы работ в РРУ увеличиваются.

Таблица 1.1 - Численность и штат обслуживающего персонала тяговой подстанции в зависимости от метода оперативного обслуживания

Должность	Круглосуточное дежурство		Без дежурства на ТП
	В 2 лица	В 1 лицо	Дежурство на дому	Оперативно- ремонтным персоналом
1. Начальник ТП	1	1	1	1
2. Старший электромеханик	1	1	1	1
3. Электромеханик	9	4	3	2
4. Электромонтеры	2-3	2-3	2-3	1-2
5. Уборщица	1	1	1	1
Итого	14-15	9-10	8-9	6-7

Эффективность методов технического обслуживания.

Комплексный метод. Сокращение числа отключений оборудования, повышение производительности труда и качества работы.

Кустовой метод. Сокращение штата и повышение производительности труда.

Централизованный метод. Сокращение штата, повышение производительности, труда и качества выполняемой работы.

Имея в курсовой работе опорную тяговую подстанцию постоянного тока с уровнем первичного напряжения 220 кВ, принимаем метод оперативного обслуживания – с дежурством на ТП в два лица. Зададимся комплексным методом технического обслуживания. В соответствии с таблицей 1.1 штат обслуживающего персонала ТП примем 14-15 человек.

1.2 Разработка схемы и выбор оборудования РУ–220 кВ опорнойтяговой подстанции

Схемы распределительных устройств определяются местоположением тяговой подстанции в системе внешнего электро­снабжения, а также тем, с какой целью cооружается РУ, т. е. предназначается ли оно для питания на этом напряжении только понижающих трансформаторов и преобразователей, снабжающих энер­гией э. п. с., или же одновременно ис­пользуется для питания нетяговых по­требителей, ВЛ и трансформаторов района.

Схема распределительного устройства 220 кВ опорной тяговой подстан­ции. Для опорных тяговых подстанций 220 кВ, имеющих не более пяти вводов, используют типовую схему РУ с одной рабочей, секционированной выключателем, и обходной системами сборных шин.

Схема РУ с одной ра­бочей, секционированной выключателем, и обход­ной системами сборных шин (приложение 1) образована рабочей системой шин, состоящей из двух сек­ций, параллельно которым располага­ется обходная система шин. Взаимное расположение всех шин и коммутацион­ных аппаратов соответствует расположению их на плане подстанции. Параллельное расположение секций ра­бочей системы шин дает возможность при развитии подстанции легко наращи­вать число вводов до допустимого, а при необходимости — перемонтировать в РУ с двумя рабочими и обходной систе­мами сборных шин.

Вводы подстанции под нечетными но­мерами подводят напряжение к первой, а под четными — ко второй секциям шин. Например, к вводу № 1 напряжение подводится по цепочке: линейный разъединитель 4, выключатель 6 и шинный разъединитель 7 ввода.

Секции шин могут работать раздель­но и совместно. В последнем случае их соединяют секционным выключателем 6, оборудованным устрой­ствами защиты. Выключатель присое­диняется к секциям шин с помощью шин­ных разъединителей 7 первой и 24 вто­рой секций шин. Понижающие транс­форматоры 13 тяговой подстанции пере­менного тока, а также преобразовательные трансформаторы подстанций постоянного тока подсоединяют к секциям ра­бочей системы шин. Одну половину трансформаторов, если число их чет­ное, присоединяют к первой, а другую — ко второй секции. Трансформаторы при­соединяют через выключатели 6, шин­ные разъединители 7 и линейные разъ­единители 4 ячеек трансформаторов. Тем самым обеспечивается возможность осмотра или ремонта выключателя 6 при работе трансформатора. Трансфор­маторы тока 9, встроенные в понижаю­щие трансформаторы 13, используются для питания их релейных защит. На входе вводов включены заградительные ре­акторы 15, конденсатор связи 16 с за­земляющим разъединителем 18 и высо­кочастотный приемо-передатчик 17.

Нейтрали обмоток высшего напряже­ния трансформаторов соединены с зем­лей через ОПН, шунтированный разъединителем 10. Трансформатор 12 используется в схемах релейных защит, от замыканий на землю; трансформаторы подстанций, питающихся от ВЛ 220 кВ, как правило, работают при глухозаземленной нейтрали (разъедини­тель 10 включен).

Обходная система сборных шин поз­воляет с помощью обходного разъеди­нителя каждого присоединения заменить на время (заместить) обходным выклю­чателем 6 выключатель любого присоединения при его осмотре или ремонте. Например, вывести в ре­монт выключатель 6 понижающего трансформатора можно следую­щим образом. Собирают схему обход­ного выключателя, т. е. включают его шинные разъединители 7’ первой сек­ции шин и обходной 4, после чего вклю­чают сам обходной выключатель 6. В ре­зультате этого обходная шина ставится под напряжение, равное напряжению на первой секции, и появляется возмож­ность включить обходной разъедини­тель понижающего транс­форматора. Включив его, можно отклю­чить выключатель трансформатора и разобрать его схему. После наложения заземления можно приступить к осмотру и ремонту выключателя трансформато­ра 13. Энергия же к трансформатору от первой секции шин будет продолжать по­ступать через разъединитель 7', выклю­чатель 6, разъединитель 4 обходного выключателя, обходные шины, обходной разъединитель 3 трансформатора 13. Соответствен­но при необходимости осмотра выключа­теля 6 ввода №1 аналогич­ным образом собирают схему обходного выключателя, включают сам выключа­тель, обходной разъединитель 3 ввода №1, после чего отключают выключатель ввода №1 и разбирают его схему. Энер­гия по вводу №1 на первую секцию шин продолжает поступать через обходной разъединитель 3 ввода №1, обходные шины, разъединитель 4, вы­ключатель 6 и разъединитель 7' обходного выключателя:

С помощью обходной системы шин может быть собрана также схема плавки гололеда на фазных проводах и грозоза­щитных тросах ВЛ. Необходимость в этом может возникнуть внезапно, когда на подстанции нет дежурного персонала, поэтому обходные разъединители 3 вво­дов ВЛ и фидера плавки гололеда 1 обо­рудуют моторными приводами, включае­мыми по телеуправлению. Фидер плав­ки гололеда получает питание от РУ 10, 27,5 или 35 кВ. В простейшем варианте плавка гололеда на фазных проводах ВЛ (например, ввода №1) осуществля­ется следующим образом. По телеуправ­лению отключается выключатель 6 и включается обходной разъединитель 3 ввода № 1, а также разъединитель 1 фи­дера плавки гололеда. На соседней под­станции ВЛ через обходные разъединители также присоединяются к обходным шинам, которые в свою очередь соединя­ются с землей и друг с другом закорачи­вающим разъединителем, аналогичным разъединителю 2 (Приложение 1). После это­го включается выключатель фидера плав­ки гололеда, и плавка начинается. Для контроля напряжения на входных ши­нах к одной из них подключен однофаз­ный трансформатор 22.

Контроль напряжения на секциях рабочей системы шин осуществляется с помощью трансформаторов напряжения 21, присоединяемых к ним разъединителя­ми 19. Вследствие высокой надежности трансформаторов напряжения никаких защитных коммутационных аппаратов в их цепи не ставят. ОПН 20 служит для защиты от атмосферных перена­пряжений всех присоединений секции шин.

По требованию энергосистемы для улучшения коэффициента мощности мо­жет быть предусмотрена установка ба­тареи статических конденсаторов 25 и 27, включаемых между каждой фазой ра­бочей системы шин и землей — нерегу­лируемая трехфазная поперечная ком­пенсация на стороне 220 кВ. Бата­рея подключается выключателем 6 через линейный разъеди­нитель 4 и шинные 7' и 7" на ту или другую секцию главных шин.

Для контроля напряжения батареи конденсаторов и снятия остаточного за­ряда после ее отключения параллельно секциям включены трансформаторы на­пряжения 26 и 28, а для контроля то­ка — трансформаторы тока 29.

Для обеспечения требований техни­ки безопасности при проведении осмот­ров и ремонта оборудования применены разъединители с заземляющими ножа­ми — одним или двумя.

Для обеспечения надежной работы аппаратов и токоведущих частей в электроустановках необходимо правильно выбрать их по условиям длительной работы в нормальном режиме и кратковременной работе в режиме К.З.

В длительном режиме надежная работа обеспечивается правильным выбором по номинальным току и напряжению:

U_УСТ ≤ U_Н, (1.1)

I_РМ ≤ I_Н, (1.2)

где U_УСТ — номинальное напряжение установки, кВ;

U_Н — номинальное напряжение аппарата, кВ;

I _РМ — максимальный рабочий ток присоединения, где устанавливается

выбираемый аппарат, А;

I_Н — номинальный ток аппарата, А.

В данной работе оборудование выбирается только по условию (1.1). Сведем все оборудование в таблицу 1.2.

Таблица 1.2  Оборудование РУ-220 кВ

№ п.п.	Наименование оборудования	Тип оборудования
1	Проводники	АС-300
2	Изоляторы	ПФ-6А
3	Выключатели (тип привода)	ВМТ-220Б-20/1000 УХЛ1 (ППрК1800)
4	Разъединители	РНДЗ.1(2)-220/1000 У1
5	Трансформаторы тока - встроенные в понижающий трансфор- матор; - остальные	ТВТ-220 У2 ТФЗМ-220 БУ1
6	Трансформаторы напряжения - обходная система шин; - шины РУ питающего напряжения	Один однофазный трехобмоточный ТН НКФ-220-58 У1 Три однофазных трехобмоточных ТН НКФ-220-58 У1
7	Ограничители перенапряжений - шины опорной ТП и участок присоединения трансформатора; - нейтраль понижающего трансформатора	ОПН-220 УХЛ1 2×ОПН-110 УХЛ1
8	Силовой понижающий трансформатор	ТДТН-25000/220

1.3 Составление годового плана-графика технического обслуживания и ремонта оборудования РУ–220 кВ на 2004 год

Годовой план-график включает в себя:

- текущий ремонт;

- испытания в процессе эксплуатации;

- капитальный ремонт;

- испытания после капитального ремонта.

Текущий ремонт. Обеспечивает поддержание оборудования в работоспособном состоянии в период гарантированных сроков до очередного планового ремонта. В объем текущего ремонта входят ревизия оборудования, устранение несоответствий требованиям действующих правил и инструкций, отклонение от норм состояния и оборудования.

Для проведения текущего ремонта оборудование отключается и выводится из работы.

Испытания в процессе эксплуатации. Выполняют для выявления скрытых дефектов оборудования путем выполнения измерений. Из анализа полученных результатов измерений путем сравнения с допустимыми нормами определяют необходимость внеочередного ремонта.

Испытания выполняют так же при текущем и капитальном ремонте.

Капитальный ремонт. Выполняют с целью полного восстановления первоначального технического уровня оборудования. При капитальном ремонте оборудование вскрывают полностью или частично. Проводят усталостные испытания, замеряют или ремонтируют поврежденные детали, одновременно выполняя все виды работ входящие в текущий ремонт и профилактические испытания. Все работы при капитальном ремонте принимаются по акту, который подписывают начальник подстанции или специальная комиссия ЭЧ. После капитального ремонта оборудование должно проработать не менее 24 часов.

При составлении плана-графика необходимо знать периодичность ТО и Р, т.к. некоторые виды работ могут не попасть на этот год.

Приведем пример составления годового плана-графика РУ-220 кВ для масляных выключателей. Их число равно девяти (4 - ячейки вводов, 2 – ячейки понижающих трансформаторов, 1 – ячейка обходного выключателя, 1 - ячейка секционного выключателя, 1 – ячейка поперечной емкостной компенсации). Текущий ремонт (ТР) выполняется 1 раз в 2 года, ПИ – 1 раз в 4 года, КР и ПИ после КР – 1 раз в 8 лет. Т.к. ТП находится в эксплуатации 10 лет, то на 2004 год попадает только ТР. Из справочной литературы берем норму времени на ТР, равную 3,5 чел.-час. Данные работы производит бригада МХ РРУ, следовательно, общие затраты бригады составят 31,5 чел.-час. Эти работы равномерно распределим на 3 месяца. Аналогично составляется годовой план-график для другого оборудования РУ.

В результате для проведения всех работ в РУ – 220 кВ в 2004 году за июнь месяц необходимо три бригады ЭЧЭ по 4 человека, бригада РЗ РРУ - 2 человека и бригада МХ РРУ – 2 человека.

Годовой план-график представлен в приложении 2.

1.4 Составление месячного плана-графика технического обслуживания и ремонта оборудования РУ – 220 кВ на 2004 год

Месячный план – график составляется на основе годового плана–графика для самого загруженного месяца (июнь – 146,0 чел.-час.). Правильность составления оценивается по его реализуемости.

При составлении плана – графика необходимо учитывать следующее:

- количество часов выполнения работ для данного типа оборудования;

- отключаемое в ремонт оборудование не должно привести к потере питания потребителей;

- необходимо учитывать выходные, праздничные, предпраздничные дни, день охраны труда.

Перед составлением плана – графика необходимо сформировать бригады ЭЧЭ и РРУ, их количество и состав (см. подраздел 1.3). При отключении оборудования и выполнения работ необходимо максимально сочетать совместную работу бригад ЭЧЭ и РРУ. Работы необходимо планировать так, чтобы было минимальное количество отключения оборудования.

При составлении плана учитывать метод оперативного и технического обслуживания (см. подраздел 1.1).

Необходимо четко разделять какие виды работ ППР выполняются бригадами ЭЧЭ, а какие – РРУ. В работе ТР и ПИ шин и разъединителей выполняют бригады ЭЧЭ, а ТР и ПИ остального оборудования – бригады РЗ и МХ РРУ.

Рассмотрим подробнее, какие работы и когда выполняют бригады ЭЧЭ и РРУ:

1. Осмотры оборудования ТП – ежедневно;

2. ТР сборных шин (800 п.м. – первая секция шин) – 1-8 июня, исключая выходные - 6, 7 число, работы выполняет бригада ЭЧЭ;

3. ТР масляных выключателей (3шт.) – 1-3 июня, работы выполняет бригада МХ РРУ;

4. ТР трансформаторов напряжения (7 шт.) – 1-4 июня, работы выполняет бригада РЗ РРУ;

5. ТР трансформаторов тока (42 шт.) - 1-8 июня, исключая выходные - 6, 7 число, работы выполняет бригада РЗ РРУ;

6. ТР разъединителей (10 шт.) – 1-4 июня, работы выполняет бригада ЭЧЭ.

7. ТР и ПИ в процессе текущей эксплуатации сначала одного, а затем другого понижающего трансформатора – 4, 5 июня – первый трансформатор; 9, 10 июня - первый трансформатор, работы выполняет бригада МХ РРУ;