6. Мероприятия по экономии электрической энергии.

Известно, что потери мощности и электроэнергии в электрических сетях достигают значительных величин и являются одним из основных факторов, влияющих на экономичность сетей.

Большая часть потерь электроэнергии ( около 60-70% ) приходится на линии и из них более половины на линии напряжением 10 кВ и ниже. Поэтому рассматриваемые ниже мероприятия по снижению потерь электроэнергии в значительной степени относятся к сетям напряжением до 10 кВ включительно и непосредственно к электроустановкам потребителей.

Основные мероприятия по снижению потерь электроэнергии в сетях:

1. применение более высокой ступени напряжения по шкале номинальных напряжений (например, 10 кВ вместо 6 кВ);

2. повышение уровня напряжения в сети путем применения устройств регулирования напряжения;

3. регулирование активных и реактивных мощностей в отдельных звеньях сети;

4. применение рациональных схем сети, позволяющих осуществлять наиболее экономичную загрузку линий и трансформаторов;

5. рационализация энергохозяйств промышленных предприятий, в частности, улучшение коэффициента мощности, правильный выбор мощности и загрузки электродвигателей и т.п.

Реализация требований экономичности сетей до 1000 В привела к сокращению длины этих сетей путем приближения ВН к потребителям электрической энергии. Проблема сокращения длины сетей до 1000 В является актуальной и в настоящее время, если учесть, что потери электроэнергии в этих сетях составляют 12-20 %.

Для уменьшения потерь электроэнергии в линиях целесообразно использовать в работе значительное количество резервных линий, а при наличии параллельных линий желательно держать их включенными.

Снижение потерь электроэнергии можно получить так же при регулировании графиков нагрузок с целью доведения их до равномерных, благодаря чему повышается использование электрооборудования. Снижение значений суммарного максимума нагрузки позволяет при неизменной установленной мощности трансформаторов обеспечить питание большого числа потребителей.

Значительную экономию электроэнергии в трансформаторах можно получить, используя экономически целесообразный режим их работы. Суть этого режима состоит в том, что в зависимости от суммарной нагрузки в работе будет находить определенное число одновременно работающих трансформаторов, обеспечивающих минимум потерь электрической энергии в этих трансформаторах.

7. Виды работ проводимых во время практики.

Во время прохождения практики выполнялись следующие виды работ:

- Изучение установки проверки реле Уран-1;

- Практическое применение установки проверки реле Уран-1;

- Изучение установки реле Уран-2;

- Практическое применение установки проверки реле Уран-2;

- проверка и настройка реле РТ 40;

- Проверка и настройка реле РТ 80;

- Проверка и настройка реле РНТ 565;

- Выверка схем.

8. Периодичность профилактических испытаний оборудования.

Таблица 1 – Периодичность испытаний.

Наименование средств защиты	Периодичность испытаний
Штанги изолирующие	1 раз в 24 месяца
Изолирующая часть штанг переносных заземлений	1 раз в 24 месяца
Измерительные штанги	1 раз в 24 месяца
Указатели напряжения до и выше 1000 В	1 раз в 12 месяцев
Электроизмерительные клещи	1 раз в 24 месяца
Перчатки резиновые диэлектрические	1 раз в 6 месяцев
Боты диэлектрические	1 раз в 36 месяцев
Галоши диэлектрические	1 раз в 12 месяцев
Изолирующие накладки	1 раз в 12 месяцев
Изолированный инструмент	1 раз в 12 месяцев
Пояс предохранительный	1 раз в 6 месяцев
Переносное заземление	Осмотром
Страховочный канат	1 раз в 6 месяцев
Подставки изолирующие	Осмотром
Щиты (ширмы)	Осмотром

Установлена следующая периодичность эксплутационных (межремонтных) испытаний и измерений электрического оборудования подстанций 35/10 кВ:

Силовых трансформаторов, автотрансформаторов, масленых реактивов, трансформаторов собственных нужд:

- в полном объеме – 1 раз в 8 лет;

Измерения Rиз, Cх и tg δ трансформаторов, не находящихся на контроле – 1 раз в 4 года;

Измерения Rиз, Cх и tg δ трансформаторов, находящихся на контроле по результатам химического и хроматографического анализов – ежегодно или с периодичностью согласно требованиям методических указаний по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования;

-Вводы трансформаторные 110 кВ:

Герметичные маслонаполненные вводы выпуска 1974-1984г.г. – 1 раз в год.

Остальные трансформаторные вводы – 1 раз в 2 года.

- Трансформаторы тока:

110 кВ – 1 раз в 6-8 лет и при неудовлетворительных значениях испытания трансформаторного масла согласно требованиям:

35 кВ – 1 раз в 4 года;

6-10 кВ – 1 раз в 6-8 лет.

- Трансформаторы напряжения:

ЗНОМ-35 кВ – 1 раз в 6-8 лет;

ТН-6-10 кВ – 1 раз в 6-8 лет.

- Масляные и электромагнитные выключатели:

6-10-35-110 кВ – 1 раз в 6-8 лет и при ремонте выключателей;

Вводы 110 кВ выключателей 110 кВ – раз в 4 года.

- Сборные соединительные шины 6-10 кВ – 1 раз в 6-8 лет после проведения чистки опорной и подвесной изоляции.

- Токоограничивающие сухие реакторы 6-10 кВ – 1 раз в 6-8 лет после проведения чистки опорной изоляции.

- Конденсаторы связи 35-110 кВ – по результатам тепловизионного контроля.

- Вентильные разрядники 6-110 кВ – 1 раз в 6 лет.

- Кабельные линии ТСН 6-10 кВ – 1 раз в год.

- Вакуумные выключатели:

ВВВ-10-2/400У2.1, ВВВ-10-2/320У2 – 1 раз в год;

ВВВ-10-4-400У – 1 раз в 2 года;

БВЧ-С-10-20УхЛ2, ВВЭ-М-10-20, ВВТЭ-М-10-20/630 – при капитальном ремонте.

- Ограничители перенапряжений 6-10 кВ – 1 раз в 5 лет.