Краткая характеристика базы практики

ВВЕДЕНИЕ

 

Подстанция является неосновным элементом электрической сети, она необеспечивает выработку, а всего лишь передачу и распределение электрической энергии, она состоит из распределительных устройств, разъеденителей и вспомогательного обслужевающего персонала, который вслучае чего сможет отключить линию на которой произошло К.З. с помощью разъеденителя. В распределительное устройство входят комутационное оборудование и аппараты управления, способны распределять электричекую энергию по отдельным потребителям как в нормальных, так и аварийных режимах, обеспечение беспроводное и надёжное их электроснабжение.

Для обеспечения высокого уровня технического содержания этого оборудования правилам технической эксплуатации предусматривается ряд мер по его обслуживанию и ремонту. Для непрерывной и безаварийной работы оборудования подстанций и распределительных устройств специальными графиками и планы определяются сроки их периодических осмотров, профилактических испытаний, а также систематическое оперативное обслуживание. Предупредительные ремонты предусматри-вают доведение технических показателей электрооборудования до расчётных значений, что обеспечивают длительную, надёжную и экономическую работу оборудования.

Объем ремонтного и эксплуатационного обслуживания электрических сетей в зоне действия ПЭС составляет 30 тыс. усл.ед. в том числе: понижающие подстан­ции 35 — 110 кВ общей мощностью установ­ленных трансформаторов 815 тыс. кВ·А, рас­пределительные пункты и трансформаторные подстанций напряжением 6 — 10/0,4 кВ суммарной мощностью силовых трансформаторов 493 тыс. кВ·А, более 7 тыс. км воздуш­ных линий напряжением 110 — 0,4 кВ и око­ло 900 км кабельных линий напряжением 10 — 6 — 0,4 кВ.

Группы ПЭС: Городская группа ПС, Володарская, Первомайская, Новоазовская, Тельмановская, Ильичёвская, Волновахская, Ужгородская, Пентагон.

 

 

НАЗНАЧЕНИЕ, ТИПЫ, КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ, ПРИНЦЫПЫ ДЕЙСТВИЯ, РЕЖИМЫ ХАРАКТЕРИСТИКИ РАБОТЫ СИЛОВОГО ОБОРУДЫВАНИЯ

 

Силовые трансформаторы

 

Назначение трансформаторов:

1. Силовые трансформаторы предназначены для преобразования (трансформации) переменного тока напряжением 110 кВ на переменный ток 6 кВ.

2. Трансформаторы предназначены для связи электрических сетей напряжением 110 кВ и 6 кВ.

3. На подстанции установлены два однотипных трансформатора с одинаковой мощностью 40 МВА и напряжением 115±9×1,778%/6,3 кВ.

4. Тип установленных трансформаторов - ТРДН-40000/110/6.

5. Тип трансформатора расшифровывается следующим образом:

Т - трехфазный

Р – с расщепленным магнитопроводом, из меди

Д – охлаждение маслянное

Н – переключение без возбужбения

 

 

Таблица №1 – Техническая характеристика трансформаторов

№	Наименование	Ед.изм.	Тр-р №1	Тр-р №2
	Завод-изготовитель	-	п/я А-7681	п/я А-7681
	Тип	-	ТРДН-40000/110	ТРДН-40000/110
	Год изготовления	-
	Подстанционный номер	-	№1	№2
	Заводской номер	-
	Год ввода в эксплуатацию	-
	Ном. мощность по обмоткам: ВН НН	кВА кВА	2×20000	2×20000
	Мощность при выкл. дутье: ВН НН – каждой части	кВА кВА
	Ном. напр-я в обм. и ответвл.	кВ,%	115±9×1,778%/6,3	115±9×1,778%/6,3
	Схема и группа соединения обм.	-	/Δ/Δ – 11-11	/Δ/Δ – 11-11
	Ном. токи в обмотках: ВН НН	А А	1830/1830	1830/1830
	Напряжение КЗ	%	10,64	10,62
	Потери ХХ	кВт	44,1	44,1
	Потери КЗ	кВт	164,76	165,12
	Ток ХХ	%	0,43	0,43
	Полный вес	тн	94,7	94,7

 

Режимы работы трансформаторов:

1. Условиями, определяющими нормальный режим трансформаторов являются: номинальная мощность, номинальное напряжение, номинальные токи обмоток и частота, указанные в паспорте трансформатора и нормальные условия охлаждающей среды.

2. Эксплуатация трансформаторов допускается при условии защиты обмоток вентильными разрядниками или ограничителями напряжения согласно ПТЭ.

3. Продолжительная работа трансформатора допускается при мощности, не превышающей номинальную при превышении напряжения, которое подводится к соответствующему ответвлению обмотки ВН на 10% выше номинального напряжения данного ответвления обмотки.

При этом напряжение на любой обмотке трансформатора не должно превышать наибольшее рабочее напряжение для данного класса напряжения, указанных в таблице 2:

 

Таблица №2 – Класс напряжения

Класс напряжения, кВ
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	7,2		40,5

 

4. Допускается длительная работа трансформаторов, оборудованных устройствами РПН с нагрузкой, которая равна номинальной мощности обмоток на всех ответвлениях, кроме ответвлений обмотки ниже минус 5% номинального напряжения.

5. Включение в сеть трансформатора должно осуществляться толчком на полное напряжение при любой минусовой температуре.

6. Трансформаторы допускают длительную перегрузку по току каждой обмотки на 5% номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинальное.

7. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения, независимо от длительности и значения предыдущей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

 

Таблица №3 – Перегрузка трансформаторов сверх номинального тока

Перегруз по току	%
Длительность перегрузки	мин.
Т-1;Т-2		А
Т-1;Т-2		А		2653,5		3202,5

 

 

Аварийные режимы:

1. Аварийным режимом работы трансформатора считается такой режим, при котором он не может долго работать, так как отключение по одному из параметров может привести к повреждению трансформатора.

2. При оперативных переключениях и внезапном снижении нагрузки повышение напряжения на трансформаторах в зависимости от длительности не должно превышать значений, приведенных в таблице №4:

 

Таблица №4 - Время допустимого превышения напряжения

Параметры	Допустимые значения
Продолжительность превышения напряжения, не более	20 мин.	20 сек.
Прежняя нагрузка согласно номинального тока ответвления, не более	0,5	1,0
Кратность напряжения согласно номинального напряжения ответвления, не более	1,15	1,3

 

Количество превышений напряжения длительностью 20 мин. не должно быть больше 50 в течение одного года. Количество превышений напряжения длительностью 20с не должно быть больше 100 за срок службы трансформатора согласно ГОСТ 11677-85.

При этом количество превышений напряжения не должно быть больше 15 в течение года и больше двух - продолжительностью не более одних суток.

 

Разъединители

 

Назначение разъединителей, классификация и требования к ним:

1. Разъединители - это коммутационные аппараты высокого напряжения, предназначенные для включения и отключения участков электрической цепи находящихся только под напряжением для создания видимого разрыва этой цепи.

2. Наличие видимого разрыва - изоляционного промежутка между контактами разъединителя дает обслуживающему персоналу уверенность в том, что доступ к контактам выключателя и к прочим любым элементам электрической цепи за разъединителем по ходу тока, безопасен.

3. Разъединители классифицируются по следующим признакам:

3.1. по номинальному напряжению - 6, 10, 35, 110, 220 и т.д. кВ.

3.2. по номинальному току - 200, 400, 600, 1000, 2000, 3000, 4000, 5000 и т.д. А;

3.3. по роду установки - для внутренней и наружной установки;

3.4. по числу полюсов - однополюсные, трехполюсные;

3.5. по способу управления - с ручным управлением, с электрическим (электродвигательным) управлением;

3.6. по наличию или отсутствию заземляющих ножей - разъединитель с двумя заземляющими ножами, с одними заземляющими ножами, без заземляющих ножей;

3.7. по способу установки - на горизонтальной плоскости и вертикальной плоскости;

3.8. по характеру движения ножа - рубящего типа или поворотного типа.

4. К разъединителям всех конструкций и типов предъявляются следующие основные требования:

4.1. разъединитель должен иметь видимый разрыв цепи, должен быть ясно видно включен разъединитель или отключен;

4.2. разъединитель должен быть устойчивым в термическом и электродинамическом отношениях;

4.3. разъединитель должен иметь надежную изоляцию для данного класса напряжения, обеспечивающего работу его при возможных перенапряжениях и ухудшениях атмосферных условий;

4.4. разъединитель должен допустить четкое включение и отключение при наихудших атмосферных условиях;

4.5. разъединитель должен быть оборудован блокировочным устройством от неправильных операций с ним.

3.8. Комплектные распределительные устройства внутренней и наружной установки

3.9. Герметичные вводы 110 кВ

 

Назначение:

1. На подстанциях напряжением 110 кВ в эксплуатации, наряду с другими типами, находятся маслонаполненные герметичные вводы высокого напряжения.

2. Высоковольтные маслонаполненные герметичные вводы (проходные изоляторы) предназначены для вывода и ввода высокого напряжения в баки трансформаторов, масляных выключателей и в качестве линейных вводов.

3. Вводы предназначены для работы как в нормальных условиях загрязнения, так и в условиях усиленного загрязнения.

4. Вводы могут быть установлены на оборудовании и аппаратуре всех подстанций напряжением 110 кВ, распологаемых над уровнем не выше 1000 метров.

 

Силовые трансформаторы

 

Неисправности и аварии трансформаторов:

1. Неисправности трансформаторов.

Неисправности выявляются во время работы трансформаторов, действием предупредительной сигнализации, по измерительным приборам, а также по результатам физико-химического анализа масла из бака трансформатора и контактора, по результатам хроматографического анализа растворенных в масле газов и профилактических испытаний.

2. Для устранения более серьезных дефектов: сильный и неравномерный шум, потрескивание внутри трансформатора; работа газовой защиты на сигнал; неравномерное, постоянно увеличивающееся нагревание трансформатора во время нормальной работы системы охлаждения и нагрузки не выше номинальной; появление трещин и сколов фарфора на вводах трансформатора, а также ползущих разрядов и следов перекрытия; выбросы масла из бака через отсечные клапаны или выхлопную трубу; повреждение мембран на выхлопных трубах и т.д.; течи масла; наличие в масле взвешенного угля, воды, механических примесей, кислая реакция масла, снижение уровня пробивного напряжения, снижение температуры вспышки масла больше, чем на 5°С предыдущего результата испытаний; резкое изменение цвета масла, увеличение общего газосодержания в масле и др. необходимо отключать трансформатор.

3. При повышении температуры масла трансформатора с системой охлаждения "Д" сверх 95°С необходимо ввести резервные двигатели обдува, проверить нагрузку трансформатора и соответствие температуры масла этой нагрузке с учетом температуры окружающей среды; сверить показания термосигнализаторов.

4. Трансформаторы с дутьевым охлаждением масла (Д) при аварийном отключении всех вентиляторов дутья могут работать с номинальной нагрузкой в течении времени:

 

Таблица №7 – Допустимая продолжительность нагрузки при различной температуры наружного воздуха

Температура наружного воздуха, °С	-15	-10
Допустимая продолжительность нагрузки, час

 

5. При осмотре трансформатора не выявлено никаких признаков повреждения, поэтому необходимо проверить наличие наела в расширителе, целостность мембраны выхлопной трубы, через смотровое стекло определить наличие газа в реле, отобрать пробу газа с реле для химического анализа и проверки его на горючесть и пробы масла с бака трансформатора на хроманализ.

Ремонты:

Текущий ремонт трансформаторов с устройствами РПН производится один раз в год.

Текущий ремонт выполняется в следующем объеме; чистка трансформаторов, вводов, бака от пыли и масла; осмотр вводов, газового реле, встроенных трансформаторов тока, крышки баков контакторов устройств РПН, маслоуказатеяей, внешних токоведущих контактных соединений и т.п.; устранить неисправности, выявленные в процессе осмотра и эксплуатация. Проверить работу отсечного клапана, стрелочных маслоуказателей и других приборов, руководствуясь инструкциями по их эксплуатации. Проверить состояние аппаратуры, установленной в шкафах ШД, привод РПН, проверить схемы управления системой охлаждения Д и устройством РПН.

Проверить уровни масла в расширителях бака трансформатора РПН, во вводах.

Отобрать пробы масла из бака трансформатора и бака контактора.

Произвести электрические испытания трансформаторов, вводов и др.

Проверить состояние верхних уплотнений высоковольтных вводов с учетом тяжения проводов.

Капитальный ремонт трансформаторов выполняется в зависимости от результатов испытаний и их состояния.

 

 

Масляные выключатели

 

Ремонты:

1. Масляные выключатели типа У-110-8 производится текущий, капитальный и внеочередные ремонты.

2. Текущие ремонты производятся один раз в год.

3. Капитальные ремонты производятся один раз в 6 лет.

4. Протирка изоляции выключателей, находящихся на подстанциях, расположенных в зонах повышенного загрязнения производится два раза в год.

5. Цель капитального ремонта – это полное восстановление отключающей способности выключателя.

6. Перечень работ, выполняемых при капитальном ремонте:

6.1. Замер переходного сопротивления контура и сопоставление с нормами.

6.2. Отбор проб масла из баков и вводов выключателя для определения характеристик масла.

6.3. Демонтаж камер гашения и шунтирующих сопротивлений.

6.4. Регулировка выключателя.

6.5. Чистка маслоуказательного стекла.

6.6 Протирка стенок бака, камер гашения, шунтирующих сопротивлений, штанги с траверсой чистым сухим маслом и удаление масла.

6.7. Закачка масла и испытание выключателя.

6.8 Отбор проб масла на химанализ и тангенс угла потерь производится из баков выключателя и всех вводов согласно требованиям инструкции по отбору проб масла для определения состояния масла до начала ремонта.

6.9. Полный ход контактов должен быть 150 мм, ход в контактах 10±1 мм, допускается неодновременность замыкания контактов 1 мм.

6.10. Необходимо проверить расстояние между фарфоровой покрышкой нижней части ввода и верхним листом внутрибаковой изоляции. Зазор должен быть в пределах 20-30 мм.

6.11. При текущем ремонте производится детальный осмотр и очистка частей выключателя без вскрытия люков. Производится тщательный осмотр поверхности фарфоровых вводов, их уплотнений. На фарфоре маслонаполненных вводов не должно быть сколов, трещин, загрязнений.

6.12. Производится испытание выключателя многократными включениями и отключениями при нормальном и пониженном напряжении оперативного тока.

 

 

Разъединители

 

Текущие и капитальные ремонты:

1. Текущие ремонты разъединителей проводятся один раз в год, осмотры разъединителей не менее двух раз в год, весной и осенью. Осмотры разъединителей необходимо производить также после тяжелых коротких замыканий и после отключения токов холостого хода трансформаторов.

2. При текущем ремонте разъединителей необходимо:

2.1. Проверить армировку нижних и верхних фланцев изоляторов и при необходимости прокрасить масляной краской;

2.2. Осмотреть фарфоровые изоляторы, особенно опорно-стержневые и в случае обнаружения трещин изоляторы заменить;

2.3. Для обнаружения трещин фарфора опорно-стержневых изоляторов в зависимости от цвета изоляторов применяются порошки сухого молотого мела (зубного порошка) или синьки. Для белых изоляторов используется синька, для темных - мел;

2.4. Технология определения наличия трещин фарфора опорно-стержневых изоляторов следующая: каждый изолятор сверху донизу протирается тряпкой от пыли и грязи, затем на другую тряпку, желательно ворсистую, как флонель, насыпается сухой мел или синька и протирается изолятор. При наличии трещины, порошок попадает в нее и тем самым резко обозначает на фоне цвета фарфора трещину, изолятор имеющий трещину подлежит немедленной замене, а не имеющий трещин - протирке;

2.5. Проверить контактное давление главных и заземляющих ножей и при необходимости произвести регулировку;

2.6. Добиться легкого и не требующего приложения чрезмерных усилий управления разъединителем, что достигается правильной регулировкой всех сочленений разъединителя и привода, контактных частей смазки всех трущихся частей - валов, колонок, осей и т.д.;

2.7. Проверить наличие термоиндикаторов на контактных поверхностях разъединителя;

2.8. Произвести несколько операций включения и отключения разъединителя.

ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ЭКСПЛУАТАЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО И ВЫШЕ 1000 В.

1. Оперативное обслуживание КРУ осуществляется дежурным электромонтером подстанции и персоналом оперативно-выездных бригад (ОВБ) районов электрических сетей.

2. Ремонтное обслуживание КРУ осуществляется ремонтным персоналом группы подстанций.

3. Осмотр комплектных распределительных устройств производится оперативным персоналом на подстанциях с постоянным дежурством ежемесячно, без постоянного дежурства - в рабочие дни; начальником (мастером) группы подстанций один раз в две недели.

4. После отключений тяжелых коротких замыканий, грозы, ливневых

дождей, снежных бурь, заносов, гололеда производится внеочередной осмотр КРУ.

5. Во время осмотров необходимо обращать внимание на:

5.1. Состояние помещения в отношении исправности дверей, замков, отсутствия течи крыш, отопления, вентиляции;

5.2. Состояние сети освещения и заземления;

5.3. Наличие защитных средств и средств пожаротушения;

5.4. Уровень масла в цилиндрах масляных выключателей и его цвет;

5.5. Состояние изоляции;

5.6. Состояние видимых контактных соединений и наличие на них термоиндикаторов;

5.7. Состояние рядов зажимов, переходов вторичных цепей на дверцы, гибких связей на плотность затяжки контактных соединений вторичной цепи;

5.8. Состояние реле и низковольтных аппаратов;

5.9. Показания измерительных приборов, характеризующих нагрузку и напряжение.

6. Все дефекты с оборудованием, обнаруженные при осмотре, если они не могут быть устранены в течение смены, записываются в журнал дефектов и неполадок с оборудованием и сообщаются диспетчеру ОДС.

7. При перемещении выкаткой тележки с выключателем необходимо соблюдать следующие меры предосторожности:

7.1. Перед вкатыванием тележки в корпус шкафа из ремонтного положения в контрольное необходимо убедиться что:

- со шторок снят навесной замок;

- выключатель отключен;

- заземляющие ножи отключены (переносное заземление снято);

- положение фиксирующего устройства тележки соответствует заданной операции;

- в ячейке и выкатываемой тележке нет посторонних предметов.

7.2. После вкатывания тележки в контрольное положение ее необходимо запереть фиксирующим устройством.

7.3. В контрольном положении тележки необходимо выполнить соединение штепсельных разъемов вторичных цепей, завести рабочие пружины привода и опробовать выключатель.

7.4. При необходимости вкатывания тележки в рабочее положение необходимо:

- проверить отключенное положение выключателя и заземляющего разъединителя;

- расфиксировать тележку;

- с помощью механизма перемещения, а в его отсутствие – вручную докатить тележку до рабочего положения;

- зафиксировать тележку в рабочем положении;

- через смотровые окна проверить точность вхождения разъединяющих контактов первичной цепи; при их несовпадении производится регулирование вхождения.

7.5. Перед выкатыванием тележки из рабочего положения в ремонтное необходимо:

- убедиться, что выключатель отключен;

- расфиксировать выключатель с тележкой;

- выкатить тележку в контрольное положение;

- выполнить рассоединение штепсельных разъемов вторичных цепей;

- выкатить тележку в ремонтное положение.

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

ОАО «Донецк­облэнерго» и в его структурных под­разделениях, включая и Приазовские ЭС происходят качественные изменения в структуре основных производственных фондов, на­правленные на увеличение в об­щем объеме, современного высо­котехнологичного оборудования, средств телемеханики и связи, вы­числительной техники и автомати­зированных (локальных) систем учета и контроля расхода электро­энергии.

Основные проблемы Приазовских ЭС ха­рактерны для большинства сетевых предпри­ятий отрасли и связаны, с одной стороны, с полным прекращением в свое время государственного финансирования капитального строительства и реконструкции локальных электрических сетей, а с другой — отсутст­вием до недавнего времени средств на эти цели у акционерных обществ, созданных на на­чальном этапе формирования рыночных от­ношений.

Проблемы эти следующие: значитель­ный износ основных производственных фондов, наличие морально устаревшего, энергоемкого оборудования, недостаточные темпы внедрения современных средств телемеханики и вычислительной техники, ав­томатизированных (локальных) систем учета и контроля расхода электро­энергии, и, как результат, все еще достаточно высокий процент тех­нологических и коммерческих по­терь электроэнергии при ее транс­портировке и реализации, особен­но мелко-моторным потребителям и населению.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Инструкции по оборудованию ПС Город-1, 2001.

2. Васильев А.А., Электрическая часть станций и подстанций. - М.:

Энергоатомиздат, 1990.

3. Правила технической эксплуатации электроустановок

потребителей. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006.

4. Князевский Б.А., Электроснабжение промышленных предприятий.

- М.: Высш. Шк., 1986.

5. Правила безопасной работы с инструментом и приспособлениями.

– К.: «Форт», 2001.

6. Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий.

- М.: Энергоатомиздат, 1988.

7. Правила эксплуатации электрозащитных средств. – К.: «Форт», 2001.

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Подстанция является неосновным элементом электрической сети, она необеспечивает выработку, а всего лишь передачу и распределение электрической энергии, она состоит из распределительных устройств, разъеденителей и вспомогательного обслужевающего персонала, который вслучае чего сможет отключить линию на которой произошло К.З. с помощью разъеденителя. В распределительное устройство входят комутационное оборудование и аппараты управления, способны распределять электричекую энергию по отдельным потребителям как в нормальных, так и аварийных режимах, обеспечение беспроводное и надёжное их электроснабжение.

Для обеспечения высокого уровня технического содержания этого оборудования правилам технической эксплуатации предусматривается ряд мер по его обслуживанию и ремонту. Для непрерывной и безаварийной работы оборудования подстанций и распределительных устройств специальными графиками и планы определяются сроки их периодических осмотров, профилактических испытаний, а также систематическое оперативное обслуживание. Предупредительные ремонты предусматри-вают доведение технических показателей электрооборудования до расчётных значений, что обеспечивают длительную, надёжную и экономическую работу оборудования.

Объем ремонтного и эксплуатационного обслуживания электрических сетей в зоне действия ПЭС составляет 30 тыс. усл.ед. в том числе: понижающие подстан­ции 35 — 110 кВ общей мощностью установ­ленных трансформаторов 815 тыс. кВ·А, рас­пределительные пункты и трансформаторные подстанций напряжением 6 — 10/0,4 кВ суммарной мощностью силовых трансформаторов 493 тыс. кВ·А, более 7 тыс. км воздуш­ных линий напряжением 110 — 0,4 кВ и око­ло 900 км кабельных линий напряжением 10 — 6 — 0,4 кВ.

Группы ПЭС: Городская группа ПС, Володарская, Первомайская, Новоазовская, Тельмановская, Ильичёвская, Волновахская, Ужгородская, Пентагон.

 

 

КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА БАЗЫ ПРАКТИКИ

 

До 1937 г. предприятие имено­валось «Городская электриче­ская станция Городской Управы», с 1937 по 1941 г. — «Городская электрическая станция», с 1942 г. — «Водосвет», с 1943 г. — «Трамводосвет», с 1945 г. — «Водосвет», с 1947 г. — «Горэлектросеть».

В первые в г. Мариуполе (в гра­ницах старого города) электро­энергию стали вырабатывать в 1901 г., электростанция находи­лась во дворе гостиницы «Континенталь» (сейчас дворец культуры завода «Азовсталь»), Владельцем электростанции был Тамазов В.Е. На этой электростанции рабо­тали два паровых локомобиля мощностью по 10 л.с. каждый.

В 1911 г. установили первый ди­зель мощностью 300 л.с. с динамомашиной 200 кВт. Параллельно с динамомашиной работала аккуму­ляторная батарея емкостью 140 А·ч, напряжением 440 В. Общая установленная мощность динамомашины к 1917 г. со­ставляла 550 кВт.

До 1917 г. электростанция снабжала электроэнергией только центральную часть города и неко­торые объекты: маслозавод, кинотеатры («Гигант» — теперь «Победа», «АРС», «Ампир», «Иллю­зион»), завод газовых вод, улицы Екатерининскую (теперь пр-т им. Ленина), Таганрогскую (теперь ул. Артема), Улицы Таганрогская, Екатерининская, Александровский парк (на этом месте построен дом. № 45 по пр. им. Ленина), городской сквер освещались дуговыми фонарями.

Переменный ток нашел применение в Мариупольской горэлектросети с 1930 г. Первая линия 6 кВ была построена от строительной площадки завода «Азовсталь» к городской электростанции, к первому силовому трехфазному трансформатору, установленному в городе. В 1933 г., когда было закончено строи­тельство пароэлектровоздушной станции (ПЭВС) завода «Азовсталь», переменный ток, напряжением 6 кВ, городу подавался с ЦРУ-6 кВ этой станции.

В 1937 г. начали строить современную понизительную подстанций напряжением 35/5 кВ, в то время на окраине города, возле трампарка. К началу Отечественной войны подстанции с тремя трансформаторами 35/6 кВ, мощностью по 3200 МВ·А, в основном, была построена, но в эксплуатацию не введена. Во время Отечественной войны элект­рохозяйство было значительно повреждено оккупантами и на второй день после осво­бождения города, 11 сентября 1943 г., кол­лектив горэлектросети приступил к его восстановлению. Ввиду того, что заводские источники электроснабжения были разру­шены, пришлось монтировать свои генера­торы.

В 1948 г. была включена подстанция 35/6 кВ «Город-3» по временной схеме с тремя трансформаторами мощностью по 3200 кВ·А и электроснабжение района, об­служиваемого горэлектросетью, было переведено на эту подстанцию.

В 1960г. горэлектросети были переданы в эксплуатацию сетям, принадлежавшим раз­ным предприятиям: сети Портовского района города, сети поселков Орджоникидзевского района города, сети поселков Ильичевского района, в том числе поселков Старый Крым и Приморск, поселков Новоазовск, Первомайск. В 1966 г. сети поселков Новоазовск и Первомайск переданы в эксплуатацию Сельэнерго. Количество сетей и подстанций в горэлектросети увеличивалось в несколько раз, но ввиду плохого состояния принятого хозяй­ства предстояла большая работа по его ре­конструкции.

В 1964 — 1965 г.г была решена задача внешнего электроснаб­жения потребителей горэлектросети: пост­роены и введены в действие главные под­станции: «Город-2» 110/35/6 кВ (2x40 мВ·А), «Город-3» 110/6 кВ (2x15 мВ·А), «Город-5» 35/6 кВ (2x15 мВ·А). Ранее действовавшие подстанции 35/6 кВ «Порт» и «Город-4» реконструированы. В Ждановской горэлектросети действо­вали 19 распределительные подстанций, из них 10 были построены или реконструиро­ваны в 1963 — 1966 г.г.

Пик третьего периода интенсивного раз­вития электрических сетей г. Мариуполя сов­пал с серединой 70-х — началом 80-х годов и связан с этапом строительства новых цехов на металлургических комбинатах «им.Ильича» и «Азовсталь» и, как следствие, ком­плексным строительством жилых массивов в Ильичевском, Орджоникидзевском и Жовтневом районах города.

Для электроснабжения новых мощностей на металлургических предприятиях, в этот период вводятся в эксплуатацию подстанции 330/110 кВ «Заря» и «Мирная» суммарной мощностью 1,6 млн кВ·А и начинается стро­ительство крупнейшем на юге Украины под­станции 750/330/110 кВ «Южнодонбасская» мощностью 2 млн кВ·А. которое уда­лось завершить в 1990г.

В этот же период для электроснабжения новых микрорайонов города были построены и введены в эксплуатацию главные понижа­ющие подстанции 35/6 кВ «Город-7», «Го­род-9» и подстанции 110/6 кВ

«Город-6», «Город-8» суммарной мощностью трансфор­маторов 94,6 тыс. кВ·А.

Одновременно с этим велось интенсив­ное строительство распределительных се­тей 6/0,4 кВ в центрах нагрузок новых жи­лых массивов города. К этому времени задача стабильного электроснабжения по­требителей г. Мариуполя была полностью решена.

В 1991 г. на базе 4-х участков Ждановского РЭС При­азовского ПЭС были созданы Южный и Се­верный РЭСы. При этом. Южный РЭС ос­тался на прежней территории РПБ, а Север­ный оборудован в реконструированном здании по пр.Ильича, 56.

Распад СССР в 1991 г. привел к прекра­щению государственного финансирования объектов жилищного и коммунального строительства, что не могло не отразиться и на развитии электрических сетей города. Начинается период спада и в капитальном строительстве новых энергетических объ­ектов.

Но несмотря на очень сложный период предприятием проводится реконструкция подстанции 35/6 кВ «Город-1» с переводом ее на напряжение 110/6 кВ.

В последние годы вновь активизируются работы по строительству и реконструкции электрических сетей, что свидетельствует о постепенном выходе экономики из кризиса.

Приазовские ЭС ОАО «Донецкоблэнерго» сегодня — это шесть районов электрических сетей.

Персонал предприятия обеспечивает ежегодную поставку до 1,5 млрд. кВт·ч эле­ктроэнергии потребителям г. Мариуполя и четырех сельских административных райо­нов: Першотравневого, Володарского,

Ново­азовского и Тельмановского.

Для своевременного решения поставлен­ных задач по качественному ремонту и экс­плуатационному обслуживанию электричес­ких сетей в составе РЭС создано 17 мастер­ских участков, а на предприятии — служба механизации и транспорта с парком более 150 ед. автотранспортной техники и спецмеханизмов.

Вместе с тем, в последнее время ситуация несколько улучшается в решении накопившихся про­блем, свидетельствующих об ус­пешном развитии экономики ре­гиона.

Вновь активизируются работы по строительству и реконструкции электрических сетей в г. Мариупо­ле. В частности, в 2003 г. заверше­но строительство понижающей подстанции 35/6 кВ «Город-10», приняты и успешно осуществля­ются совместные с горисполкомом «Организационнотехнические мероприятия по обеспечению ус­тойчивого электроснабжения жи­телей г. Мариуполя на 2003 — 2005 г.г.» с общим объемом инвес­тиций 4,57 млн. грн. Руководство Приазовских ЭС уверено, что при решении поставленных задач вполне может положиться на сложившийся за годы становления и развития предприятия высококвалифицирован­ный коллектив специалистов-еди­номышленников, делающих все необходимое для улучшения технического состояния электрических сетей, их ремонтного и эксплуата­ционного обслуживания, совер­шенствования энергосбытовой ра­боты, улучшения условий труда и отдыха.

Становление и развитие предприятия не­разрывно связано с его нынешним директо­ром Гончаренко Валентином Петровичем. Начиная с 1968 г., вся его трудовая деятельность неразрывно связана с предприятием Приазовских электрических сетей. На протяжении многих лет он тесно со­трудничает с Приазовским государственным техническим университетом, являясь предсе­дателем Государственной экзаменационной комиссии по дипломированию выпускников энергетического факультета и доцентом кафедры автоматизации производственных процессов.

 

 

Рисунок 1 – Донбасская электроэнергетическая система