Диагностика трансформаторов районной понизительной подстанции

ВВЕДЕНИЕТема куросовой работы «Диагностика трансформаторов районной подстанции 110/35/6 кВ.При эксплуатации трансформаторов возникает большое количество вероятностей неисправности, которые поразному могут повлиять на техническое состояние районной подстанции 110/35/6 кВ, даже в схожих случаях по рабочим параметрам или продолжительности эксплуатации даже в случае идентичных объектов возможны различные степени износа.Для предовращения возникновения неисправностей в работе трансформаторов подстанции необходимо обеспечение соответствия процесса технической эксплуатации трансформатора его действительному техническому состоянию. В результате возникает необходимость диагностирования технического состояния электрооборудования. Диагностирование должно быть согласовано с задачей и объемом системы технического обслуживания и ремонта определенной электроустановки или объекта. Эксплуатация электроустановок с учетом отмеченных требований позволит поддерживать надежность объектов на уровне установленных показателей при существенном снижении затрат.Целью работы является выбор метода диагностики трансформаторов подстанции 110/35/6 кВ.В рамках курсовой работы будут решены следующие задачи: - определен объем работ, выполняемых при текущем и капитальном ремонтах трансформаторов 110 кВ и выше; - расчет объема работ по обслуживанию трансформаторов; - расчет затрат труда на техническое обслуживание; - расчет численности эксплуатационного персонала районной подстанции 110/35/6 кВ 110/35/6 кВ; - охрана труда и технические мероприятия при проведении то электрооборудования свыше 1000 В.1. Техническое диагностирование оборудования. (Поддержка эксплуатационной надежности)Основные методы обнаружения дефектов на рабочем напряжении представлены на рисунке 1.Рисунок 1 - Методы диагностики и виды измерений на трансформаторахДефекты силовых трансформаторов: механические повреждения обмотки трансформатора, ухудшение контактов и пайки, повреждения изоляции витков и межкатушечной изоляции, повреждения отводов обмотки низкого напряжения, последствия дуговых явлений и т.д.Определение технического состояния трансформаторов производится на основании результатов нескольких основных независимых видов диагностики:а) контроль уровня электроразрядной активности, а также их локации;б) тепловизионный контроль;в) контроль параметров трансформаторного масла;г) вибродиагностика;д) анализагармоник в цепях заземления баков трансформаторов и шунтирующих реакторов (ШР);е) анализ эксплуатационной документации и профилактических испытаний.При этом выполняются обследования активной части трансформатора (магнитопровод, обмотки), высоковольтных вводов, устройств регулирования под нагрузкой (РПН) и систем охлаждения.В случае имевшихся в эксплуатации состояний близких к короткому замыканию (КЗ), возможно проведение обследований при зондировании обмотки низковольтными импульсами.Контроль уровня электроразрядной активности.Электроразрядная активность (ЭРА) является индикатором числа и степени развитости дефекта в электрической изоляции. Характеристики разрядных явлений при анализе за длительный период времени (от 6 до 10 месяцев) позволяет оценивать техническое состояние узлов трансформаторов.Разрядные явления количественно характеризуются кажущимися зарядами Q единичных разрядов и частотой их следования n. Дефекты в верхней части колокола. Типичными дефектами трансформатора являются разряды в изоляции узла «ввод-кукла-выход обмотки высокого напряжения (ВН)», сигналы от датчика, кроме одного, ослаблены, имеет место наличие задержки во времени относительно сигнала, фиксируемого с датчика, расположенного вблизи дефектного ввода.В случае наличия электроразрядных явлений в активной части (зона на баке), датчик, регистрирующий опережающий сигнал, будет наиболее близко расположен к дефекту, место которого в последствии уточняется путем перемещения датчика в окрестности аномальной зоны бака. О дефектах в баке могут быть частичного разряда (ЧР) в изоляции, искрения или дуговые явления, которые определяются на осциллограмах.Типичным дефектом РПН является искрение в контактах предизбирателя и главного контакта, а также в болтовых контактах, фиксируется по осциллограммам. Для контроля изменения интенсивности явлений в РПН целесообразно применять резервные источники питания (РИП) для непрерывных измерений в течение нескольких дней.Таблица 1 - Оценка технического состояние изоляции трансформаторов (реакторов) по результатам контроля разрядных явленийПо результатам анализа данных определяется форма разрядного явления и дефектные узлы. Учитывая величину амплитуды и интенсивность по соответствующим диагностическим таблицам (таблица 1) делается оценка технического состояния изоляции.Тепловизионный контроль.При тепловизионном контроле электрооборудования должны применяться тепловизоры с разрешающей способностью не менее 0,1 °С, предпочтительно со спектральным диапазоном от 8 цм до 12 цм (область относительной спектральной прозрачности атмосферы).Оценка теплового состояния СТ, АТ, ШР и их токоведущих частей проводится путем сравнения измеренных значений температуры в пределах фазы, между фазами, с заведомо исправными участками, в зависимости от условий работы и конструкции.Оценка состояния контактных соединений производится путем сравнения температуры однотипных контактов, находящихся в одинаковых условиях по нагрузке и охлаждению, а также сравнением температуры контактного соединения и сплошных участков токоподводов.Вибродиагностика.Рекомендуется использовать виброконтроль для оценки снижения усилий прессовки обмоток и магнитопровода активной части трансформаторов, и измерения вибрационных характеристик элементов системы охлаждения.Измерение вибрационных характеристик производят на поверхности бака вдоль периметра по его высоте по точкам. Точки измерений выбирают с использованием следующих принципов:- точки должны располагаться между ребрами жесткости;- при проведении локации расстояние между точками в зоне повышенной вибрации не должно превышать 1м.Для каждой точки определяется спектр виброскоростей по быстрому преобразованию Фурье (FFT).Измерение виброскорости производится путем осциллографирования напряжения на выходе вибродатчика, с последующим FFT преобразованием осциллограммы напряжения. В таблице 2 представлена оценка технического состояния по контролю виброскорости с анализом спектра.Таблица 2 - Оценка технического состояния по контролю виброскорости с анализом спектра (измеряется в дБ)Данный вид контроля рекомендуется использовать для оценки состояния прессовки обмотки и сердечника. Сутью метода является то, что при появлении вибрации активной части изменится по определенному закону величина импеданса между током в цепи заземления и напряжением на обмотке ВН, которая и фиксируется по спектру токов. Данные измерения проводятся на трансформаторах и шунтирующих реакторах, в таблице 3 представлены значения коэффициента корреляции для оценки технического состояния трансформаторов.Таблица 3 - Оценка технического состояния трансформаторовКонтроль параметров трансформаторного масла.Анализы проб масла из баков силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов следует проводить в соответствии с: РД 34.04-46.303; РД 34.45-51.300; РД 153-34.0-46.302. Оценка технического состояния маслонаполненного электрооборудования по контролю проб масла по газохроматографии и влагосодержанию производится на основе данных из специальных таблиц. Необходимо также проведение анализа мутности масла, концентрации ионола и наличия механических примесей.Анализ эксплуатационной документации и профилактических испытаний.Анализ статистики отказов по трансформаторам показывает, что основными причинами повреждений являются:- наличие локальных дефектов в главной и продольной изоляции, приводящих к возникновению и развитию электроразрядных процессов (частичные разряды, разряды по поверхности, «ползущий разряд»);- наличие механических деформаций обмоток в результате электродинамических воздействий от протекания токов при КЗ на присоединениях.Основное внимание при анализе эксплуатации следует уделять:- маслобарьерной изоляции ВН, среднего напряжения (СН), витковой изоляции обмоток;- наличию тепловых (электрических) явлений в магнитной системе и контактах;- состоянию вводов;- системе охлаждения;- заземляющим устройствам;- защитным системам;-РПН.2. Объем работ, выполняемых при текущем и капитальном ремонтах трансформаторов 110 кВ и выше К текущим ремонтам относятся ремонты, проводимые для обеспечения работоспособности оборудования и состоящие в замене или восстановлении его отдельных частей.Текущие ремонты трансформаторов производят без замены обмоток и изоляции.Каждый трансформатор при сдаче в ремонт, в процессе ремонта и при приемке из ремонта должен подвергаться испытаниям по предварительно утвержденным программам. Программой испытаний при сдаче в ремонт должны предусматриваться:- наружный осмотр с выявлением дефектов и составлением ведомости дефектации;- испытание бака на плотность;- испытание пробы трансформаторного масла (физико-химический анализ);- хроматографический анализ газов, растворенных в масле;- проверка изоляционных характеристик;- измерение сопротивления КЗ трансформатора;- измерение сопротивления обмоток постоянному току на всех ответвлениях РПН или устройства переключения без возбуждения (ПБВ);- измерение потерь холостого хода при малом напряжении.При ремонте определяется техническое состояние основных узлов, а именно: - магнитопровод;- обмотки и изоляция;- переключающие устройства ПБВ (при их наличии);- переключающие устройства РПН (при их наличии);- бак и расширитель;- предохранительные устройства;- контрольно-измерительная аппаратура;- вводы 110 кВ;- средства защиты масла от соприкосновения с окружающим воздухом;- система охлаждения; - шкафы автоматического управления охлаждением (при их наличии);- система предотвращения взрыва и пожара.Перед включением трансформатора после монтажа или ремонта обслуживающий персонал обязан провести тщательный осмотр трансформатора и опробование трансформатора номинальным напряжением.При капитальном ремонте проводится полная разборка оборудования с заменой или восстановлением любых его частей. При таком ремонте достигается практически полное восстановление ресурса оборудования.Объем капитальных ремонтных работ следующий: - вывоз трансформатора на производственную базу (подрядчика); - вскрытие трансформатора; - замена обмоток ВН, СН и НН (3 фазы ); - ремонт привода РПН; - ремонт бака трансформатора с установкой предохранительного клапана; - замена высоковольтных вводов 110 кВ с твердой изоляцией; - ремонт и испытание активной части; - замена встроенных трансформаторов тока; - ремонт и испытание активной части с заменой нижней части электромагнитного контура; - ремонт крепежных элементов активной части трансформатора; - ремонт радиаторов; - замена запорной арматуры; - заливка трансформаторного масла; - замена силикагеля; - доставка на место монтажа; - монтаж трансформатора на фундамент и ошиновка; - испытания и пуско-наладка; - ввод трансформатора в эксплуатацию.В целом капитальный ремонт включает в себя объем текущего ремонта активной части трансформатора с ее разборкой и восстановлением или заменой обмоток и главной изоляции, иногда ремонт магнитной системы с переизолировкой пластин. При капитальном ремонте обязательна сушка активной части. 3. Выбор метода диагностики трансформаторовВыбор метода диагностики в последующем определяет объем работ, который нужно будет провести при капитальном ремонте или техническом обслуживании трансформатора.Контрольное обследование будем проводить на рабочем напряжении, оно включает в себя анализ эксплуатационной документации и контроль разрядной активности по баку, вводам и узлу РПН трансформатора.Принципиальная схема измерений представлена на рисунке 2. После установки датчиков производится контроль:- разрядной активности по контрольным точкам (распределения n(Q));- выполняется локация зон разрядов по анализу осциллограмм.I - Измерение частичного разряда (ЧР) активности в вводах; II - Локация дефектов по баку; III - Измерения n(Q)Рисунок 2 - Применение измерительного комплекса дефектационного контроля ЧР для контроля разрядной активности и локации В результате диагностики трансформаторов ТДТН-10000/110 кВ получен результат, по которому имеется значительное отклонение от нормы, следовательно трансформаторы требуют капитального ремонта, остальным требуется техническое обслуживание.У трансформаторов ТДТН-10000/110 кВ по результатам контроля разрядной активности (анализу гармоник токов в цепи заземления) обнаружено механическое повреждение обмотки трансформатора, и повреждения изоляции витков и межкатушечной изоляции, в нескольких местах.4. Расчет объема работ по обслуживанию трансформаторов Исходными данными для выполнения этих расчетов являются сведения передставленные в таблице 4. Таблица 4 – Исходные данные№Наименование электрооборудованияКоличество единиц1Трансформатор ТДТН-10000/110 кВ22Трансформатор собственных нужд ТМ-100/623Трансформатор СН ТТО-40/61Силовые трансформаторы ТДТН-10000/110/35/6 кВ установлены открытом образом, остальные в помещении закрытого распределительного устройства 6 кВ (ЗРУ-6 кВ).ТДТН- ТДТН-10000/110/35/6 расшифровывается:Т - трансформатор трехфазный;Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла; Т - трехобмоточный;Н - регулирование напряжения под нагрузкой на стороне ВН;Мощностью 10000 кВА, ВН-110 кВ, СН-35 кВ, НН-6 кВ.Трансформатор собственных нужд ТМ-100/6:Т - трехфазный трансформатор;М - масляный;100 - номинальная мощность, кВА;6 - класс напряжения обмотки, кВ;ТТО-40/6 - трансформатор тока, однофазный, мощностью 40 кВА, напряжением 6 кВ. Плановые работы по техническому обслуживанию оборудования на подстанцийт в электрических сетях согласовываются в соответствующих службах предприятия, после чего составляется годовой план – график планово-предупредительных ремонтов (ППР).Для трансформаторов трансформаторов общего назначения, установленных в сухих и чистых помещениях, цикл капитального трансформаторов определен в Тк.ц. = 144 месяца [3], а для трансформаторов и аппаратуры высокого напряжения наружной установки нормы ремонтного цикла и межремонтного периода принимаются с коэффициентом kн.у = 0,75 и находим по формуле:Тк.ц.н.у. = kн.у ∙Тк.ц. (1)Тогда для трансформатора ТДТН-10000/110 кВ № 1 и № 2 получаем Тм.ц.н.у. = kн.у ∙Тм.ц. =0,75 ∙144= 108 месяцев, для остальных трансформаторов 144 месяца, в таблице представлены данные о последних ремонтах (текущий и капитальный) и будущих согласно расчетам по фомуле (1).Для текущего ремонта [3] 36 месяцев для установленого в сухих помещениях, для ранужней установке так же применяется коэффициент kн.у = 0,75, тогда по формуле (1) для ТДТН-10000/110 кВ, интервал межремоный составит Тм.ц.н.у. = kн.у ∙Тм.ц. =0,75 ∙36= 27 месяцев.Составим график ППР оборудования, указанного в таблице 4, результат представлен в таблице 5. Согласно полученным расчетом нам предстоит произвести два капитальных ремонта трансформатора ТДТН-10000/110 кВ № 1 и трансформатора СН ТМ-100/6 № 1, для остального оборудования мы планируем текущий ремонт в период с 2022 по 2023 года. Таблица 5 – График оборудования ППР Наименование ооборудования Дата, вид последнего ремонтаВид и месяц ремонта в плановом 2022 годуВид и месяц ремонта в плановом 2023 годуквартал квартал IIIIIIIVIIIIIIIVТекущий (Т)Капитал. (К)месяц месяц 123456789101112123456789101112Трансформатор ТДТН-10000/110 кВ № 1 01.08.2013       К                Трансформатор ТДТН-10000/110 кВ № 203.02.2021              Т          Трансформатор СН ТМ-100/6 № 1 04.09.2014                    К   Трансформатор СН ТМ-100/6 № 202.06.2020      Т                  Трансформатор СН ТТО-40/601.11.2021                       Т На основании разработанного графика ППР, запроектированного оборудования определяем плановую трудоемкость этого графика по соответствующим таблицам [5] с учетом пояснений и коэффициентов, данных к таблицам. По формуле мы определим трудоемкость капитального ремонта:Тпл.общ.тр. =Кн2 ∙ Крпн ∙Кр.о. ∙Ттабл.тр. ∙N (2)где Кн – коэффициент по классу напряжения;КРПН – коэффициент, учитывающий наличия РПН;Кр.о. – коэффициент для трансформаторов с расщепленной обмоткой;Ттабл.тр. – табличное значение трудоемкости ремонта трансформатора в чел.ч. (таблица 9.2 [5]); N – количество ремонтов, шт.Так в таблице 9.2 [5] не приводятся нормы трудоемкости ремонта силового трехобмоточного трансформатора 11/35/6 кВ с РПН, однако есть нормы на трехфазные двухобмоточные трансформаторы на напряжение 10 кВ и в примечании к таблице оговорено, что для силовых трансформаторов следующего класса напряжения (то есть 35 кВ) вводится коэффициент 1,3, в нашем случае этот коэффициент должен применяться дважды.Для трансформаторов с РПН применяется коэффициент 1,25 и для трансформаторов с РПН с расщепленными обмотками (примем такое допущение к трехобмоточному трансформатору) вводится коэффициент 1,1. таким образом, трудоемкость одного капитального ремонта (в соответствии с графиком ППР) силового трансформатора ТДТН-10000/110 кВ № 1, будет:Тпл.общ.тр. = 1,32 ∙ 1,25 ∙1,1 ∙1020 ∙1= 2370 чел.При Ттабл.тр. равном 1020 в чел.ч. (таблица 9.2 [5]) для трасформаторов мощность до 16 МВА; Кн равен 1,3 для трасформаторов мощность более 1 МВА, при капитальном ремонте, для текущего ремонта значение равно 420 чел.ч. Ттабл.тр. для трансформаторов собственных нужд ТМ-100/6 329 чел.ч. (таблица 9.2 [5]) при капитальном ремонте, для текущего ремонта значение равно 210 чел.ч. Для трансформатора собственных нужд ТТО-40/6 70 чел.ч. для текущего ремонта.Трудоемкость по видаёём работ для трансформатора ТДТН-10000/110 кВ № 1 при капитальном ремонте определяем по формуле:Тв.р. =Тпл.общ.тр. ∙kтр.в.р. (3)где Тпл.общ.тр. – плановая трудоемкость данной профессии при ремонтных работах, чел.ч., расчитана по формуле (2);kтр.в.р.– коэффициент определяющий трудоемкость данной профессии в %, по [5].Плановая трудоемкость электрослесарных работ при капитальном ремонте трансформатора 10 МВА будет равно 70 %, станочных работ 13 %, испытательных работ 5 %, 12 % приходится на прочие работы, эти коэффициенты применяются нами для трансформаторов всех мощностей.Тогда плановая трудоемкость электрослесарных работ при капитальном ремонте равна:Тв.р. э. Т1=2370∙0,7 = 1659 чел.ч.Плановая трудоемкость станочных работ при капитальном ремонте равнаТв.р. с. Т1=2370∙0,13 = 308 чел.ч.Плановая трудоемкость испытательных работ при капитальном ремонте равнаТв.р. и. Т1=2370∙0,05 = 119 чел.ч.Плановая трудоемкость прочих работ при капитальном ремонте равнаТв.р. и. Т1=2370∙0,12 = 284 чел.ч.Полученные при расчет результаты заносим в соответвующие графы таблицы 6.Таблица 6 - Трудоемкость ремонтов для оборудования подстанции 110/35/6 кВ.Наименование электрооборудованияЕд.КоличествоВид ремонта, (к, т)Количество ремонтов, шт.Общая трудоемкость чел.ч.На все работыВ том числеЭлетрослесаных работСтаночных работИспытательных работПрочих12345678910Трансформатор ТДТН-10000/110 кВ № 1шт.1К123701659308119284Трансформатор ТДТН-10000/110 кВ № 2шт.1Т19767812949117Трансформатор СН ТМ-100/6 № 1шт.1К1452317592354Трансформатор СН ТМ-100/6 № 2шт.1Т128923191435Трансформатор СН ТТО-40/6шт.1Т196773512Итого    41843065408209502Примем неучтенные трудозатраты в размере 10 % , тогда общие планируемые трудозатраты составят Тв.р. =4184+4184∙0,1= 4602 чел.ч.По рекомендациям [5] определяем трудоемкость межремонтного обслуживания на год, соответствующего вида оборудования по формуле:Тм.о. =0,1 ∙1NТтек.р. ∙Тгод∙Ксм (4)где – суммарная трудоемкость текущего времени ремонта вида электрооборудования чел.ч.;Ксм – коэффициент сменности, равен 3, на обслуживание подстанционного оборудования;Тгод – годовой фонд времени (12 месяцев).Тогда трудоемкость межремонтного обслуживания двух трансформаторов по 10 МВА будет Тм.о.10 МВА =0,1 ∙420∙2∙12∙3= 3024 чел.ч.По той же методике рассчитываем трудоемкость межремонтного обслуживания остального оборудования и результаты расчетов сведем в таблицу 7.Таблица 7– Трудоемкость межремонтного обслуживанияНаименование электрооборудованияЕд.измеренияКоличествоОбщая трудоемкость чел.ч.Текущего ремонтаМежремонтного обслуживанияТрансформатор ТДТН-10000/110 шт.24203024Трансформатор СН ТМ-100/6 шт.22101512Трансформатор СН ТТО-40/6шт.170252Итого4788Таким образом, суммарная трудоемкость обслуживания и ремонта электрооборудования составила 8972 чел.ч. 5. Расчет численности эксплуатационного персонала ТП 110/35/6 кВПотребное количество эксплуатационного персонала рассчитывают по формуле из [5] с использованием таблицы 10 [5]:Nэс=Тэс.плFфакт⋅Кпн (5)где Тэс.пл. - трудоемкость слесарных работ при ремонте оборудования; Fфакт – фактический годовой фонд рабочего времени одного рабочего при 36 -часовой рабочей неделе для 2022 года Fфакт = 1775,4 часов; Кпн – коэффициент переполнения норм.На основании таблиц 6 и 7 и по формуле (5) потребное количество электрослесарей равно Nэс=Тэс.плFфакт⋅Кпн=3065,01775,4⋅1,1= 1,57 чел. ≈ 2 чел.Принимаем 2 человека, аналогично рассчитываем количество персонала других профессий и результаты расчетов сводим в таблицу 8.Таблица 8 – Количество рабочих на подстанции по профессиямНаименование профессииТрудоемкость работ,Численность персонала расчетная, чел.Численность персонала, чел.Фактический годовой фонд рабочего времени, часЭлектрослесари30651,572,001775,40Станочники4080,311,001182,00Испытатели2090,161,001182,00Прочие5020,231,001973,00Обслуживающий персонал (дежурные электрики)47882,213,001973,00Итого  8,00С учетом данной трудоемкости ремонта и обслуживания сетей численность персонала составила 8 человек. 6. Охрана труда и технические мероприятия при проведении то электрооборудования свыше 1000 ВВозведение объектов электроснабжения имеют некоторые отрицательные факторы: - под строительство подстанций отводятся участки земли, изымаемые из сельскохозяйственного обращения; - в полосе охранных зон линий электропередач (ЛЭП) ограничивается хозяйственная деятельность (движение транспорта, строительные работы, сельскохозяйственная деятельность), вырубаются лесные насаждения; - сами объекты электроснабжения представляют опасность поражения электрическим током людей, животных; - работы силовых трансформаторов сопровождается шумовым загрязнением среды; - напряженность электромагнитного поля ЛЭП оказывает влияние на окружающую среду; - использование значительного количества маслонаполненных аппаратов на подстанции в совокупности с большими токами, протекающими через эти аппараты, создает угрозу пожара и загрязнения почвы выбросами и растеканием масла.Обслуживание электрических установок связанно с опасностью поражения обслуживающего персонала электрическим током, вредным воздействием на человека электрической дуги, электромагнитного и статического электричества, поэтому при разработке настоящего проекта учтены меры по охране труда персонала, обслуживающего подстанции и линии электропередач. Все электроустановки, имеющие открытые токоведущие на открытом распределительном устройства (ОРУ) – 110 и 35 кВ обнесены сетчатым металлическим заграждением с укрепленными на нем предупредительными плакатами. Ворота и калитки, ведущие на открытые РУ, оборудуются устройствами для запирания их на замок. Токоведущие части (шины, шлейфы, провода и т.п.) располагаются на недоступной высоте. Все нетоковедущие металлические части электроустановок и металлические ограждения присоединены к заземляющему устройству подстанций. На ОРУ-110 и 35 кВ все приводы выключателей, разъединителей и заземляющих ножей оборудованы электрической блокировкой против ошибочных действий оперативного персонала, а приводы разъединителей и заземляющих ножей, кроме того заводом – изготовителем снабжены системами механических блокировок, препятствующих выкатыванию при включенных заземляющих ножах. Все металлические токоведущие части электрооборудования ЗРУ-10 кВ присоединены к заземляющему устройству подстанции.Одним из основных видов защиты персонала от поражения электрически током является заземление электроустановок, а в электроустановках с напряжением свыше 1000 В и большими токами замыкания на землю кроме того предусматривается выравнивание потенциалов на территории ОРУ - 110 и 35 кВ. Работники, принимаемые для выполнения работ в электроустановках, должны иметь профессиональную подготовку, соответствующую характеру работы. При отсутствии профессиональной подготовки такие работники должны быть обучены (до допуска к самостоятельной работе) в специализированных центрах подготовки персонала (учебных комбинатах, учебно-тренировочных центрах и т.п.).Электротехнический персонал до допуска к самостоятельной работе должен быть обучен приемам освобождения пострадавшего от действия электрического тока, оказания первой помощи при несчастных случаях.Персонал, обслуживающий электроустановки, должен пройти проверку знаний настоящих Правил и других нормативно-технических документов (правил и инструкций по технической эксплуатации, пожарной безопасности, пользованию защитными средствами, устройства электроустановок) в пределах требований, предъявляемых к соответствующей должности или профессии, и иметь соответствующую группу по электробезопасности.Работы в действующих электроустановках должны проводиться по наряду-допуску [1]. Не допускается самовольное проведение работ, а также расширение рабочих мест и объема задания, определенных нарядом или распоряжением.Ремонты электрооборудования напряжением выше 1000 В, работа на токоведущих частях без снятия напряжения в электроустановках напряжением выше 1000 В, должны выполняться по технологическим картам или планово-предупредительным ремонтам (ППР).В электроустановках напряжением до 1000 В при работе под напряжением необходимо:• оградить расположенные вблизи рабочего места другие токоведущие части, находящиеся под напряжением, к которым возможно случайное прикосновение;• работать в диэлектрических галошах или стоя на изолирующей подставке либо на резиновом диэлектрическом ковре;• применять изолированный инструмент (у отверток, кроме тог, должен быть изолирован стержень), пользоваться диэлектрическими перчатками.Не допускается работать в одежде с короткими или засученными рукавами, а также использовать ножовки, напильники, металлические метры и т.п.Не допускается в электроустановках работать в согнутом положении, если только при выпрямлении расстояние до токоведущих частей будет менее допустимого.Не допускается при работе около не огражденных токоведущих частей располагаться так, чтобы эти части находились сзади работника или с двух боковых сторон. Не допускается прикасаться без применения электрозащитных средств к изоляторам, изолирующим частям оборудования, находящегося под напряжением.Персоналу следует помнить, что после исчезновения напряжения на электроустановке оно может быть подано вновь без предупреждения.Не допускаются работы в неосвещенных местах. Освещенность участков работ, рабочих мест, проездов и подходов к ним должна быть равномерной, без слепящего действия осветительных устройств на работающих.При приближении грозы должны быть прекращены все работы на ВЛ, и ОРУ. Весь персонал, работающий в помещениях с энергооборудованием (за исключением щитов управления, релейных и им подобных), в ЗРУ и ОРУ, в колодцах, туннелях и траншеях, а также участвующий в обслуживании и ремонте ВЛ, должен пользоваться защитными касками.Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность проведения работ в электроустановках, являются: а) оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации; б) допуск к работе; в) надзор во время работы; г) оформление перерыва в работе, окончания работ. Ответственными за безопасное проведение работ являются: • выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации; ответственный руководитель работ; допускающий; производитель работ; наблюдающий; члены бригады. Выдающий наряд, отдающий распоряжение определяет необходимость и возможность безопасного выполнения работы. Он отвечает за достаточность и правильность указанных в наряде (распоряжении) мер безопасности, за качественный и количественный состав бригады и назначение ответственных за безопасность, а также за соответствие выполняемой работе групп перечисленных в наряде работников.Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется работникам из числа административно-технического персонала организации, имеющим группу V - в электроустановках напряжением выше 1000 В и группу IV - в электроустановках напряжением до 1000 В.В случае отсутствия работников, имеющих право выдачи нарядов и распоряжений, при работах по предотвращению аварий или ликвидации их последствий допускается выдача нарядов и распоряжений работниками из числа оперативного персонала, имеющими группу IV. Предоставление оперативному персоналу права выдачи нарядов должно быть оформлено письменным указанием руководителя организации.Ответственный руководитель работ назначается, как правило, при работах в электроустановках напряжением выше 1000 В. В электроустановках напряжением до 1000 В ответственный руководитель может не назначаться.Ответственный руководитель работ отвечает за выполнение всех указанных в наряде мер безопасности и их достаточность, за принимаемые им дополнительные меры безопасности, за полноту и качество целевого инструктажа бригады, в том числе проводимого допускающим и производителем работ, а также за организацию безопасного ведения работ.Ответственными руководителями работ назначаются работники из числа административно-технического персонала, имеющие группу V. В тех случаях, когда отдельные работы (этапы работы) необходимо выполнять под надзором и управлением ответственного руководителя работ, выдающий наряд должен сделать запись об этом в строке «Отдельные указания» наряда».Необходимость назначения ответственного руководителя работ определяет выдающий наряд, которому разрешается назначать ответственного руководителя работ и при других работах помимо перечисленных.Допускающий отвечает за правильность и достаточность принятых мер безопасности и соответствие их мерам, указанным в наряде, характеру и месту работы, за правильный допуск к работе, а также за полноту и качество проводимого им инструктажа членов бригады.Допускающие должны назначаться из числа оперативного персонала. В электроустановках напряжением выше 1000 В допускающий должен иметь группу IV, а в электроустановках до 1000 В - группу III. Допускающим может быть работник, допущенный к оперативным переключениям распоряжением руководителя организации.Производитель работ отвечает:• за соответствие подготовленного рабочего места указаниям наряда, дополнительные меры безопасности, необходимые по условиям выполнения работ;• за четкость и полноту инструктажа членов бригады;• за наличие, исправность и правильное применение необходимых средств защиты, инструмента, инвентаря и приспособлений;• за сохранность на рабочем месте ограждений, плакатов, заземлений, запирающих устройств;• за безопасное проведение работы и соблюдение настоящих Правил им самим и членами бригады;• за осуществление постоянного контроля за членами бригады.Производитель работ, выполняемых по наряду в электроустановках напряжением выше 1000 В, должен иметь группу IV, а в электроустановках напряжением до 1000 В - группу III.Наблюдающий должен назначаться для надзора за бригадами, не имеющими права самостоятельно работать в электроустановках.ЗАКЛЮЧЕНИЕКурсовая работа посвящена теме Диагностика трансформаторов районной подстанции 110/35/6 кВ. В работе описаны основные виды диагностики и определения технического состояния трансформаторов.Произведён расчет объема работ, выполняемых при текущем и капитальном ремонтах трансформаторов 110 кВ. Плановые работы по техническому обслуживанию оборудования на подстанции в электрических сетях производятся на основе годового плана – графика планово-предупредительных ремонтов (ППР).Расчет затрат труда на техническое обслуживание, расчет численности эксплуатационного персонала ТП 110/35/6 кВ и фонда оплаты труда.Освещены основные мероприятия по охране труда и технические мероприятия при проведении технического обслуживания электрооборудования свыше 1000 В.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ1. Веремеев А.А. Эксплуатационный контроль и техническая диагностика электрооборудования: учебное пособие/ А.А. Веремеев, С.В Митрофанов; А.С Сташкевич, Оренбургский гос. ун-т. – Оренбург : ОГУ, 2017.2. Методические указания. 1.3.3.99.0038-2009. Диагностика силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов. ОАО «Концерн Энергоатом», Москва: 2009 – 140 с.3. Ящура А.И.: «Система ТОиР энергетического оборудования - М Изд-во НЦ ЗНАС 2006 4. Сергеев И.В. Экономика предприятия: Учебное пособие. – М. Финансы и статистика, 2003 г.5. Афанасьев Н. А., Юсипов М. А. Система технического обслуживающего персонала и ремонта оборудования электрохозяйств промышленных предприятий. – М.: Энергоатомиздат, 1989.6. Рекомендуемые организационные структуры управления и нормативы численности промышленно-производственного персонала электрических сетей / Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. Российское акционерное общество «ЕЭС России». Акционерное общество открытого типа «ЦОТ-энерго». – М., 1996.7. Пособие по курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов / Под ред. В.М. Блок. – М.: Высшая школа, 1990.