Оперативное обслуживание электрических станций и подстанций - файл n1.doc
приобрестиОперативное обслуживание электрических станций и подстанцийскачать (1586.6 kb.)
Доступные файлы (1):
Победи орков

n1.doc
Предисловие
Е
Издательство «Энергия», 1980 г.
ОПЕРАТИВНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
В этой книге под оперативным обслуживанием электрических подстанций высокого напряжения понимаются производственные функции оперативного персонала, выполняемые им во время работы на подстанциях. Оперативное обслуживание включает:
систематический надзор за состоянием и режимом работы всего комплекса подстанционного оборудования и сооружений;
обнаружение дефектов оборудования, появляющихся в процессе эксплуатации, и принятие мер к их. устранению;
выполнение мероприятий, обеспечивающих безопасность ремонтных и профилактических работ;
выполнение переключений в распределительных устройствах;
предупреждение и ликвидацию аварий на подстанциях;
передачу информации о работе подстанций вышестоящим звеньям и осуществление их указаний.
Из сказанного следует, что оперативная работа на подстанциях многогранна и ответственна. Она требует от персонала знания конструкций, допустимых и экономичных режимов работы, правил технической эксплуатации обслуживаемого оборудования; умения применять знания и опыт в ответственной и сложной обстановке, которая может возникнуть внезапно; обладания производственными навыками, обусловливающими правильность принимаемых решений и быстроту оперативных действий. Оперативная работа должна выполняться при строгом соблюдении производственной дисциплины и сознании личной ответственности персонала за каждое совершаемое им действие.
Основной организационной формой оперативной работы является дежурство персонала на подстанциях или в составе оперативно-выездных бригад. Дежурство — это не пассивная (бездеятельная) форма труда, а активный процесс непрерывного наблюдения за техническим состоянием и работой электрического оборудования. Практика показывает, что чем больше внимания уделяется контролю за работой оборудования, тем меньше средств и времени тратится на ремонт.
Современное электрическое оборудование сложно по конструкции, оснащено различными вспомогательными механизмами, снабжено устройствами контроля и измерений, релейной защиты и автоматики. Поэтому его обслуживание может быть доверено только высококвалифицированному, хорошо обученному и в совершенстве владеющему профессиональными знаниями персоналу.
В книге приведены теоретические и практические знания, необходимые персоналу при оперативном обслуживании подстанций в электрических системах (энергосистемах). В ней обобщен передовой опыт оперативной работы. Принято во внимание, что читатель знаком
3
ГЛАВА ПЕРВАЯ
с устройством и принципами действия основного электрооборудования подстанций. Поэтому его конструкции рассматриваются только в тех случаях, когда это необходимо для уточнения и разъяснения излагаемого материала.
По мнению автора, книга должна помочь оперативному персоналу приобрести и углубить технические знания, способствующие обеспечению надежности работы оборудования подстанций, повышению бесперебойности электроснабжения, улучшению качества и эффективности электроэнергетического производства.
Автор выражает благодарность А. И. Савостьянову за тщательное рецензирование рукописи и полезные советы по подготовке ее к изданию. Особую признательность автор выражает Е. А. Каминскому за огромный труд по редактированию рукописи и ценные замечания по ее содержанию.
Замечания и предложения читателей будут с благодарностью приняты. Их следует направлять по адресу: 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10, изд-во «Энергия».
Автор
Обслуживание
трансформаторов
и автотрансформаторов
1-1. НОМИНАЛЬНЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ И ДОПУСТИМЫЕ ПЕРЕГРУЗКИ
Применяемая в настоящее время развитая шкала стандартных ступеней номинальных напряжений, обеспечивающая наиболее экономичную работу электрических систем на стадиях производства, распределения и потребления электрической энергии, предопределяет необходимость применения силовых трансформаторов. На понижающих подстанциях трансформаторы связывают между собой сети различных ступеней напряжений и одновременно понижают напряжение до значений, при которых электрическая энергия потребляется нагрузкой.
На подстанциях напряжением 150 кВ и выше наряду с трансформаторами широко применяются автотрансформаторы. Автотрансформаторы создают непосредственную электрическую связь между сетями высшего и среднего напряжений (BH и CH), а их обмотки низшего напряжения (HH) питают нагрузку или к ним присоединяются синхронные компенсаторы, генерирующие реактивную мощность, необходимую для нормальной работы электрических сетей.
Трансформаторы1 рассчитываются на продолжительную работу в номинальном режиме.
Параметры номинального режима работы трансформаторов (токи, напряжения, частота и т. д.) указываются на заводском щитке каждого из них. При номинальных параметрах трансформаторы могут работать неограниченно долго, если условия охлаждающей воздушной среды соответствуют расчетным. ГОСТ 11677-67 приводит следующие предельные значения естественно изменяющейся температуры охлаждающего воздуха: не более + 40 С и не ниже — 45°С.
Под номинальной мощностью двухобмоточного трансформатора понимается мощность любой из его обмоток. Обмотки понижающих трехобмоточных трансформаторов выполняются как на одинаковые, так и на разные мощности, поэтому под номинальной мощностью трехобмоточного трансформатора понимают мощность обмотки BH.
Номинальный (линейный) ток Iл, А, каждой обмотки определяется по ее номинальной мощности и соответствующему номинальному
1 Далее текст в равной мере относится и к автотрансформаторам, если не делается особой оговорки.
4
5
напряжению
где
Sном – мощность обмотки, кВА;
Uном – номинальное линейное напряжение обмотки, кВ.
Фазный ток при соединении обмоток в звезду равен линейному току
Iф =
1Л, а при соединении обмоток в треугольник определяется по формуле:
Iф =
1л?
3. В номинальном режиме работы трехобмоточные трансформаторы допускают любое сочетание нагрузок по обмоткам, если токи в них не превышают номинальных фазных токов. Отличие автотрансформатора от трансформатора заключается в том, что две его обмотки электрически соединяются между собой, что обусловливает передачу мощности от одной обмотки к другой не только электромагнитным, но и электрическим путем. У многообмоточного автотрансформатора электрически соединены обмотки ВН и СН, а обмотка НН (третичная обмотка) имеет с ними электромагнитную связь (рис. 1-1). Три фазы обмоток ВН и СН соединяются в звезду и общая нейтраль их заземляется; обмотки НН всегда соединяются в треугольник. Обмотка высшего напряжения каждой фазы состоит из двух частей: общей обмотки
0Ат, или обмотки среднего напряжения, и последовательной обмотки
АтА. Наличие электрической связи между обмотками в автотрансформаторе предопределяет иное токораспределение, чем в трансформаторе. При работе автотрансформатора в номинальном режиме в его последовательной обмотке проходит ток
IВ
h. Этот ток, создавая магнитный поток в магнитопроводе, индуктирует в общей обмотке ток
I0. Во вторичной цепи ток нагрузки
Iсн складывается из тока
IВ
h, обусловленного электрической связью обмоток ВН и СН, и тока
10, обусловленного магнитной связью этих же обмоток:
Iсн =
Iвн +
10. Тогда ток в общей обмотке
10 =
Iсн —
Iвн (при одинаковом cos ? нагрузок).
Под номинальной мощностью автотрансформатора понимается мощность на выводах его обмоток ВН или СН, имеющих между собой автотрансформаторную связь.

Она может быть определена как произведение номинального напряжения, подведенного к обмотке ВН, на номинальный ток, проходящий в последовательной обмотке:
Рис. 1-1. Принципиальная схема трех- фазного автотрансформатора.
Sном = ?3
Uном
, BH Ihom,BH- Типовой мощностью автотрансформатора называют ту часть номинальной мощности, которая передается электромагнитным путем. Типовая мощность в а раз меньше номинальной
Sтип =
Sном?,
Uном,СН 1 где ? = 1 -- ----------------- = -- ------------ -- коэффициент выгод-
Uном,ВН Квн-сн ности трансформатора
Чем ближе друг к другу значения
Uсн и
Uвн, тем меньше ? и тем меньшую долю номинальной составляет типовая мощность. Магнитопровод и обмотки автотрансформатора выбираются по типовой (расчетной) мощности. В этом как раз и заключается экономическая целесообразность автотрансформаторных конструкций. Однако отсюда должен быть сделан очень важный вывод:
загружать последовательную и общую обмотки автотрансформатора в номинальном режиме работы более чем на Sтип
нельзя. Контроль за нагрузкой в общей обмотке ведется по амперметру, подключенному к трансформатору тока непосредственно в цепи общей
обмотки.
Обмотка НН понижающего автотрансформатора используется для питания нагрузки, а также для подключения компенсирующих устройств и трансформаторов вольтодобавочных агрегатов. Ее мощность выбирается не более типовой мощности
Shh ?
Sтип
, иначе размеры автотрансформатора определялись бы мощностью этой обмотки.
Для автотрансформатора характерны три рабочих режима: автотрансформаторный, трансформаторный и комбинированный трансформаторно-автотрансформаторный. Распределение токов по обмоткам в этих режимах работы рассмотрим на конкретном примере.
Возьмем автотрансформатор номинальной мощностью S
H0M = 125 MBА и номинальным напряжением обмоток ВН 220 кВ ± 2 х 2,5%, СН 110 кВ + 2 х 2,5% и НН 11 кВ.
Коэффициент трансформации
коэффициент выгодности
типовая мощность
линейные номинальные токи
Квн-сн = 220/110 = 2;
Рис. 1-2. Распределение токов в обмотках автотрансформатора в различных режимах выдачи мощности.
а — ВН СН;
б — ВН НН; в — ВНСН и одновременно ВН НН. Показаны обмотки одной фазы.
В автотрансформаторном режиме ВНСН (рис. 1-2, а) автотрансформатор может передавать полную номинальную мощность 125 MBА, хотя его обмотки и сердечник рассчитаны и фактически будут загружены типовой мощностью 62,5 MB-А.
При этом токи в обмотках равны:
в последовательной обмотке
Iп = 1
вн = 328,4 А;
в общей обмотке
Io =
IСН -
Iвн = 656,8 - 328,4 = 328,4 А. Мощность последовательной и общей обмоток (см. рис. 1-1):
S
n = ]/3
Iп (
UВН -
UСн) = ?3•
328,4 (220 - 110) = 62,5 MBА;
S
0 = ?3
IoUCH = ?3 • 328,4 • 110 = 62,5 MBА.
В трансформаторном режиме ВННН (рис. 1-2,б) возможна передача только типовой мощности. Линейные номинальные токи равны:
62 500
Iвн =
-------------------- =164,2 А;
IСн = 0;
Iнн = 3284 А;
?3•220
ток в последовательной обмотке
Iп =
Iвн = 164,2 А; ток в общей обмотке
Iо =
Iсн -
Iвн = 0 - 164,2 = - 164,2 А.
Знак минус показывает, что ток направлен от начала к концу обмотки. Комбинированный режим представляет наибольший интерес. Распределение токов при передаче номинальной мощности из сети 220 кВ в сеть СН и одновременно НН показано на рис. 1-2,в. Если передаваемая мощность распределяется поровну между обмотками СН и НН, т. е. по 62,5 MB А, то линейные токи равны:
IВн = 328,4 А;
Iсн = 328,4 А;
Iнн = 3284 А;
8
ток в последовательной обмотке
IП =
IВн = 328,4 А;
ток в общей обмотке
Iо =
Iсн -
Iвн = 328,4 - 328,4 = 0, хотя на стороне СН мощность выдается в сеть.
Если ток в обмотке ВН
достиг номинального значения, то дальнейшее возрастание нагрузки СН
должно сопровождаться соответствующим снижением нагрузки НН
и наоборот. Перераспределение нагрузок между обмотками СН и НН
производится персоналом согласно местным инструкциям, при этом пользуются таблицами и графиками. В качестве примера на рис. 1-3 показано семейство кривых для определения нагрузок автотрансформатора, работающего при номинальной нагрузке обмотки ВН
в режиме ВНСН и одновременно ВННН
. Соотношение мощностей зависит от cos ? нагрузки и выражается формулой
S22 + S23 = 2S2S3 cos (?
2 - ?
3) = 1,
где
S2 и
S3 — относительные мощности по обмоткам СН и НН
соответственно, выраженные в долях номинальной мощности автотрансформатора
(S2 =
Sch/Shom и
Sз =
Shh /Shom ; ?
2 и ?
3 — углы сдвига фаз токов обмоток СН и НН
от напряжения обмотки ВН
. Допустимые перегрузки. Сроком естественного износа трансформатора, работающего в номинальном режиме, считается срок, равный примерно 20 годам. Этот срок определяется старением изоляции обмоток: бумаги, тканей, лаков и других материалов, не выдерживающих длительного воздействия повышенных температур. Для нормального суточного износа изоляции трансформатора ГОСТ 14209-69 устанавливает, что температура наиболее нагретой точки обмоток не должна превышать 98°С в течение 24 ч. Если температуру увеличить на 6°С, срок службы изоляции сократится почти вдвое.

В энергосистемах трансформаторы работают с переменной нагрузкой в условиях непрерывно изменяющейся температуры охлаждающей среды. Большая часть из них не несет номинальной нагрузки в течение всего срока службы, и, таким образом, изоляция их недоиспользуется. Другая часть трансформаторов, наоборот, систематически перегружается, что ускоряет износ их изоляции. Очевидно, что то и другое экономически нецелесообразно. Оптимальным для транс-
0 . 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5
Рис. 1-3. Кривые допустимых нагрузок
S2 и
S3 автотрансформатора в режиме ВНСН и одновременно ВН -» НН (по А.Г. Крайзу).
9 форматора должен быть такой режим работы, при котором износ его изоляции был бы близок к расчетному. Наилучшее использование изоляции недогружаемых трансформаторов достигается загрузкой их в соответствии с так называемой нагрузочной способностью. При этом предусматриваются кратковременные режимы работы с перегрузкой.
Согласно ПУЭ допустима длительная перегрузка масляных трансформаторов по току на 5%, если напряжение обмоток не выше номинального. Однако в ряде случаев такой безоговорочно допустимой перегрузки для полного использования изоляции трансформатора оказывается недостаточно. Тогда продолжительность и значения перегрузок трансформаторов мощностью до 250 MBА, изготовленных в соответствии с ГОСТ 11677-75, находят по графикам нагрузочной способности в зависимости от суточного графика нагрузки, эквивалентной температуры охлаждающей среды и постоянной времени трансформатора. Графики нагрузочной способности трансформаторов и методика пользования ими приведены в ГОСТ 14209-69.
Систематические перегрузки, определяемые по графикам нагрузочной способности, допускаются не более 1,5-кратного значения номинального тока.
Помимо систематических перегрузок в зимние месяцы года допускаются 1%-ные перегрузки трансформаторов на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15%. Это правило применяется в том случае, когда максимум летнего графика нагрузки не превышал номинальной мощности трансформатора.
Оба вида перегрузок (по нагрузочной способности и 1%-ному правилу) могут применяться одновременно при условии, если суммарная нагрузка не превышает 150% номинальной мощности трансформатора.
При авариях, например при выходе из работы одного из параллельно работающих трансформаторов и отсутствии резерва, разрешается аварийная перегрузка оставшихся в работе трансформаторов независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды. По сравнению с номинальным износом изоляции аварийные перегрузки повышают износ изоляции. Однако форсированный износ изоляции в данном случае считается экономически обоснованным, так как сокращение срока службы изоляции трансформатора наносит меньший ущерб, чем отключение потребителей.
Перегрузка в аварийных режимах работы масляных трансформаторов допускается в следующих пределах:
Перегрузка по току,
% 30 45 60 75 100 200
Длительность перегрузки, мин 120 80 45 20 10 1,5
Приведенные аварийные перегрузки даны в процентах номинальной мощности и применимы ко всем трансформаторам и автотрансформаторам кроме тех, перегрузка которых оговорена заводом-изготовителем. За время аварийной перегрузки персонал обязан принять меры к замене повредившегося оборудования резервным, а по истечении ука-
10
занного срока — разгрузить перегруженные трансформаторы до номинальной мощности отключением части потребителей. Величины и время аварийных перегрузок должны контролироваться. Не контролируемые перегрузки могут привести к повреждению трансформаторов и развитию аварии.
1-2. ОБСЛУЖИВАНИЕ ОХЛАЖДАЮЩИХ УСТРОЙСТВ Тепловая энергия, выделяющаяся в обмотках, магнитопроводе и стальных деталях конструкции работающего трансформатора, рассеивается в окружающую среду. При этом процесс передачи тепла может быть разбит на два этапа: передачу тепла от обмоток и магнитопровода охлаждающему маслу и от масла - окружающей среде. На первом этапе передача тепла определяется превышением температуры обмоток и магнитопровода над температурой масла, на втором - превышением температуры масла над температурой окружающей среды.
Принято считать, что охлаждающее устройство масляного трансформатора состоит из системы внутреннего охлаждения, обеспечивающей передачу тепла на первом этапе охлаждения, и системы наружного охлаждения, обеспечивающей передачу тепла на втором этапе.
Элементами системы внутреннего охлаждения являются горизонтальные и вертикальные каналы в обмотках и магнитопроводе, а также специальные трубы и изоляционные щиты, создающие направленную циркуляцию масла по каналам. Все элементы системы внутреннего охлаждения находятся внутри бака трансформатора, поэтому визуальный контроль за их состоянием невозможен.
Система наружного охлаждения включает маслоохладители, фильтры, насосы, вентиляторы и другое оборудование, расположенное снаружи трансформатора. За работой этого оборудования ведется систематический эксплуатационный надзор.
Трансформаторы отечественного производства, установленные на подстанциях энергосистем, имеют следующие виды охлаждения: масляное с естественной циркуляцией масла внутри бака и воздуха снаружи (условное обозначение М); масляное с дутьем и естественной циркуляцией масла (Д); масляное с дутьем и принудительной циркуляцией масла (ДЦ).
Охлаждение М применяется у трансформаторов сравнительно небольшой мощности напряжением, как правило, до 35 кВ. Баки таких трансформаторов гладкие с охлаждающими трубами или навесными трубчатыми охладителями (радиаторами). Каждый радиатор представляет собой самостоятельный узел, присоединяемый своими патрубками к патрубкам бака. Между фланцами патрубков встроены плоские краны, перекрывающие доступ масла в радиатор. Естественное движение нагретых и холодных слоев масла в трансформаторе происходит за счет разной их плотности. В окружающую среду тепло передается конвекционными потоками воздуха у поверхности бака и радиаторов, а также излучением.
11
Охлаждение Д применяется у трансформаторов средней мощности напряжением 35, 110 и 220 кВ. Оно основано на использовании навесных радиаторов, обдуваемых вентиляторами. Вентиляторы устанавливаются на консолях, приваренных к стенке бака. Каждый вентилятор состоит из трехфазного асинхронного двигателя типа АЗЛ-31-4У и крыльчатки серии МЦ. Ступица крыльчатки имеет шпоночную посадку на вал двигателя, исключающую соскакивание крыльчатки во время работы. Включение и отключение электродвигателей вентиляторов производится автоматически и вручную. Для автоматического управления используются термометрические сигнализаторы типа ТС-100.
Охлаждение ДЦ получило распространение для охлаждения мощных трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. Оно основано на применении масляно-воздушных охладителей с принудительной циркуляцией масла и форсированным обдувом охладителей воздухом. Охладители первых выпусков комплектовались консольными центробежными насосами серии К, обладающими рядом крупных эксплуатационных недостатков, и вентиляторами типа МЦ № 8. По мере накопления опыта стали применяться более совершенные бессальниковые центробежные насосы серии ЭЦТ и тихоходные вентиляторы типа НАП-7,4. Для охлаждающих устройств с направленной циркуляцией масла применяются насосы с экранированным статором типа ЭЦТЭ. Управление охлаждением ДЦ автоматическое или ручное. Аппаратура управления смонтирована в специальных шкафах. Схема автоматического управления обеспечивает: включение основной группы охладителей при включении трансформатора в сеть; увеличение интенсивности охлаждения включением дополнительного охладителя при достижении номинальной нагрузки или заданной температуры масла в трансформаторе; включение резервного охладителя при аварийном отключении любого из работающих; отключение вентиляторов обдува без остановки циркуляционных насосов.
Шкафы управления охлаждением оборудованы постоянно включенной сигнализацией о прекращении циркуляции масла, остановке вентиляторов дутья, включении резервного охладителя; переключении питания двигателей системы охлаждения от резервного источника при исчезновении напряжения или его понижении в основной сети, В шкафах имеются нагревательные элементы.
Обслуживание систем охлаждения состоит в наблюдении за работой и техническом уходе за оборудованием, используемым в системах охлаждения. При техническом уходе руководствуются заводскими инструкциями и местными указаниями по эксплуатации оборудования. Осмотр систем охлаждения производится одновременно с осмотром трансформаторов. При осмотре проверяется: целость всей системы охлаждения, т. е. отсутствие течей масла; работа радиаторов по их нагреву, определяемому на ощупь; работа охладителей охлаждения ДЦ — по их нагреву и по показаниям манометров, установленных близ патрубков масло-перекачивающих насосов; отсутствие нагрева, шума и вибрации маслоперекачивающих насосов; работа адсорбных фильтров (ощупыванием рукой); состояние креплений трубопроводов, охладителей, насосов
12
и вентиляторов; работа вентиляторов но отсутствию вибрации, скрежета и задеваний крыльчаток за кожух. Попутно заметим, что главными причинами поломки крыльчаток, износа подшипников и течей масла из охлаждающих устройств являются повышенные вибрации, появляющиеся из-за несвоевременного устранения мелких дефектов, ослабления болтовых креплений, плохой смазки подшипников и т. д.
При осмотре шкафов автоматического управления охлаждением проверяется: отсутствие нагрева и коррозии контактов, а также повреждений изоляции токоведущих частей аппаратуры; уплотнение днищ и дверей шкафов от проникновения в них пыли и влаги. В зимнее время при понижении температуры наружного воздуха до — 25°С в шкафах включают один из обогревателей, а при дальнейшем понижении
температуры — другой.
Исправность схем питания двигателей охлаждения и действие АВР проверяется по графику, не реже 1 раза в месяц.
Эффективность работы систем охлаждения в целом проверяется по температуре верхних слоев масла в трансформаторе. При исправном охлаждении максимальные температуры масла не должны превышать: в трансформаторах с охлаждением М и Д 95°С; с охлаждением ДЦ при мощности до 250 MBА включительно 80°С и при мощности свыше 250 MBА 75°С. За максимальную температуру масла здесь принимается температура масла под крышкой бака, измеренная при работе трансформатора с номинальной нагрузкой в течение 10—12 ч для трансформаторов с охлаждением М и Д и в течение 6—8 ч для трансформаторов с охлаждением ДЦ при неизменной температуре охлаждающего воздуха, равной + 40°С. Такой большой период времени наступления установившегося теплового режима у трансформаторов с охлаждением М и Д объясняется небольшим перепадом температур между обмотками и верхними слоями масла при сравнительно низких скоростях движения масла в баке. У трансформаторов с принудительной циркуляцией масла . (охлаждение ДЦ) скорость перемещения масла в баке выше и перепад температур между обмотками и верхними слоями масла близок к расчетному превышению средней температуры обмоток над средней температурой масла, который составляет около 30° С.
В эксплуатации при номинальной нагрузке трансформатора температура верхних слоев масла редко достигает максимального значения. Однако если это имеет место и особенно у трансформаторов, включаемых в работу после ремонта, то возможны следующие причины повышения нагрева масла для охлаждения М и Д: закрыты или не полностью открыты плоские краны радиаторов; из верхних коллекторов радиаторов не выпущен воздух при заполнении радиаторов маслом; сильно загрязнены наружные поверхности радиаторов. Для охлаждения Д кроме перечисленных могут быть названы следующие причины: в работе находятся не все вентиляторы; крыльчатки вентиляторов вращаются в обратную сторону. Для охлаждения ДЦ характерны следующие причины: рабочее колесо насоса вращается в обратную сторону; не достаточно число работающих вентиляторов; крыльчатки вентиляторов вращаются в обратную сторону; сильно загрязнены поверхности ребер
13
трубок охладителей; заглушена при ремонте значительная часть трубок охладителей и т. д.
Если неисправность в работе механизмов охлаждения не будет обнаружена при внешнем осмотре, следует предположить, что причиной повышенного нагрева является неисправность самого трансформатора.
1-3. ВКЛЮЧЕНИЕ В СЕТЬ
И КОНТРОЛЬ ЗА
РАБОТОЙ Перед включением трансформатора в сеть производится тщательный осмотр как самого трансформатора, так и всего включаемого с ним оборудования. В процессе осмотра проверяется: уровень масла в расширителе и выводах (в расширителе неработающего трансформатора уровень масла должен быть не ниже отметки, соответствующей температуре окружающего воздуха); пусковое положение оборудования в системе охлаждения; правильное положение указателей переключателей напряжения; положение заземляющих разъединителей и оборудования защиты нейтралей; отключенное положение дугогасящей катушки, а на подстанциях без выключателей со стороны ВН — отключенное положение короткозамыкателей. Если трансформатор находился в ремонте, то обращается внимание на чистоту рабочих мест, отсутствие закороток и заземлений.
Заметим, что трансформаторы, находящиеся в резерве (ручном или автоматическом), допускается включать в работу без предварительного осмотра. Осмотр резервных трансформаторов и проверка их готовности к немедленному включению производится каждый раз при очередных осмотрах работающего оборудования.
Включение трансформаторов в сеть производят, как правило, со стороны питания, т. е. со стороны ВН. Включение часто сопровождается броском тока намагничивания, что можно заметить по отклонению стрелки амперметра. Максимальный ток намагничивания превышает номинальный ток в несколько раз. Однако эти броски тока не опасны для трансформатора, так как его обмотки рассчитаны на прохождение токов короткого замыкания, значения которых больше максимально возможных токов намагничивания, имеющих затухающий характер. Дифференциальная защита трансформатора обычно отстраивается от тока намагничивания при первом опробовании трансформатора напряжением, что устраняет ложное срабатывание ее при всех последующих включениях.
После включения трансформатора в работу нагрузка на нем устанавливается в зависимости от общей нагрузки на шинах подстанции. При этом не исключено включение сразу под номинальную нагрузку. Трансформаторы с охлаждением М и Д (см. § 1-2) разрешается включать под номинальную нагрузку при температуре масла не ниже -- 40°С, а трансформаторы с охлаждением ДЦ — не ниже - 25°С. Если температура верхних слоев масла окажется ниже указанной, ее следует поднять включением трансформатора только на холостой ход или под нагрузку, не превышающую 40-50% номинальной. В аварийных усло-
14
виях этих ограничений не придерживаются и трансформаторы включают под номинальную нагрузку при любой температуре. Возникающий при этом значительный перепад температур между маслом и обмотками из-за высокой вязкости холодного масла не приводит к довреждению трансформатора, однако износ изоляции обмоток ускоряется.
С повышением вязкости масла в зимнее время года приходится считаться при включении в работу не только самого трансформатора, но и его охлаждающих устройств. Расчеты и практика показали, что погруженные в масло циркуляционные насосы серии ЭЦТ надежно работают при температуре перекачиваемого масла не ниже — 25°С. При более низкой температуре, и, следовательно, более высокой вязкости масла наблюдались повреждения насосов из-за перегрузки. Поэтому у трансформаторов с охлаждением ДЦ рекомендуется включать циркуляционные насосы лишь после предварительного нагрева масла до температуры - 25°С и выше. Во всех остальных случаях (при отсутствии специальных указаний завода-поставщика) насосы принудительной циркуляции масла должны автоматически включаться в работу одновременно с включением трансформатора в сеть и находиться в работе постоянно независимо от нагрузки-трансформатора.
Вентиляторы охладителей при низких температурах воздуха включаются в работу позже, когда температура масла достигнет + 45°С.
Отечественные трансформаторы с охлаждением Д рассчитаны на работу с отключенным дутьем, если их нагрузка не превышает 50% номинальной (или 67% для трансформаторов, выпущенных по б. ГОСТ 401-41) независимо от температуры масла, что приводит примерно к такому же износу их изоляции, как и при работе с номинальной нагрузкой и включенным дутьем. На этом основании пришли к выводу о том, что вентиляторы дутья должны находиться в работе, если нагрузка трансформатора
S > S
H0M
или если температура верхних слоев масла равна или больше 55°С. Отключение вентиляторов дутья должно производиться при снижении температуры масла до 50°С, если нагрузка трансформатора меньше номинальной.
В аварийных случаях, например при потере подстанцией питания собственных нужд (с. н.), допускается кратковременная работа трансформаторов с номинальной нагрузкой при отключенном охлаждении. Для трансформаторов с охлаждением Д время работы с отключением всех вентиляторов установлено в зависимости от температуры окружающего воздуха:
Температура воздуха, °С -15 -10 0 +10 +20 +30
Допустимая длительность работы, ч .... . 60 40 16 10 6 4
Для трансформаторов с охлаждением ДЦ работа с остановленной циркуляцией масла при номинальной нагрузке ограничивается 10 мин, а в режиме холостого хода - 30 мин. Время работы трансформатора под нагрузкой не выше номинальной может быть продлено до 1 ч, если у трансформаторов мощностью до 250 MBА температура верхних
15
слоев масла не достигла 80° С, а у трансформаторов мощностью свыше 250 МВА-75°С.
По истечении указанного времени и невозможности восстановления нормальных условий охлаждения трансформатор должен быть разгружен во избежание резкого возрастания разности температур по высоте активной части.
Контроль режима работы. Контроль за нагрузками трансформаторов производится по амперметрам, на шкалах которых должны быть нанесены красные риски, соответствующие номинальным нагрузкам обмоток. Это облегчает наблюдение за режимом работы трансформатора и помогает предупреждать перегрузки. Нанесение рисок на стеклах приборов не допускается из-за возможных ошибок при отсчете. Одновременно с контролем за значением нагрузки должна проверяться равномерность нагрузки по фазам.
Контроль за подведенным к трансформатору напряжением производится по вольтметрам, измеряющим напряжения на сборных шинах.
Контроль теплового режима сводится к периодическим измерениям температуры верхних слоев масла в баке трансформатора. Измерение производится на щите управления при помощи дистанционных термометров сопротивления, а также ртутных или манометрических термометров (термосигнализаторов). Устанавливается по два термосигнализатора с переставными контактами. Один из них используется для управления системой охлаждения, другой — для сигнализации и отключения от сети при превышениях допустимых температур масла. При кратковременных перегрузках нельзя судить о действительном тепловом режиме трансформатора по показаниям приборов контроля, так как температура верхних слоев масла достигает новых значений лишь через несколько часов работы.
Периодические осмотры. Сроки периодических осмотров устанавливаются местными инструкциями. На подстанциях с постоянным дежурством персонала трансформаторы осматриваются 1 раз в сутки, а на подстанциях, обслуживаемых оперативными выездными бригадами (ОВБ), — не реже 1 раза в месяц. Осмотры производятся также и при действии сигнализации о нарушении режима работы трансформаторов или систем их охлаждения, при срабатывании устройств релейной защиты или автоматики. При стихийных бедствиях (пожары, землетрясения и т. д.) трансформаторы должны осматриваться немедленно.
Цель периодических осмотров — проверка условий работы трансформаторов и выявление неполадок, которые при развитии могут привести к аварийным повреждениям.
При осмотре проверяется: внешнее состояние систем охлаждения, устройств регулирования напряжения под нагрузкой, устройств защиты масла от окисления и увлажнения, фарфоровых и маслонаполненных вводов, защитных разрядников на линейных вводах и в нейтрали, кранов, фланцев и люков бака, а также резиновых прокладок и уплотнений (они не должны набухать и выпучиваться); отсутствие течей масла и уровень его в расширителях, целость и исправность приборов (термометров, манометров, газовых реле), маслоуказателей, мембран выхлопных труб; исправность заземления бака трансформатора; наличие и исправность средств пожаротушения, маслоприемных ям и дренажей; состояние надписей и окраски трансформаторов.
На слух проверяется гул трансформатора, а также отсутствие звуков электрических разрядов. При возникновении сомнений в нормальной работе трансформатора следует отключить на 3 — 4 мин механизмы системы охлаждения и еще раз прослушать трансформатор. В закрытых камерах трансформаторов проверяется исправность кровли, дверей и вентиляционных проемов. При нормальной работе вентиляции помещения разность температур входящего снизу и выходящего сверху воздуха не должна превышать 15°С при номинальной нагрузке трансформатора.
Отключение трансформатора от сети, как правило, производят выключателями со стороны нагрузки
(НН
и СН), а затем со стороны питания (ВН). На подстанциях с упрощенной схемой (без выключателей со стороны ВН) отключение трансформаторов от сети производят отделителями.
1-4. ВКЛЮЧЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПАРАЛЛЕЛЬНУЮ РАБОТУ Параллельная работа трансформаторов, т. е. включение их на одни сборные шины ВН и НН
, а также СН
, с распределением нагрузки пропорционально номинальным мощностям возможна: а) при равенстве их первичных и их вторичных напряжений; б) при равенстве напряжений короткого замыкания; в) тождественности групп соединения обмоток. На этих же условиях возможна параллельная работа и автотрансформаторов, а также трансформаторов с автотрансформаторами.
У трансформаторов, имеющих разные номинальные напряжения или разные коэффициенты трансформации, напряжения на зажимах вторичных обмоток не одинаковы. При включении таких трансформаторов на параллельную работу в замкнутых контурах каждой пары первичных и вторичных обмоток возникнут уравнительные токи, обусловленные разностью вторичных напряжений.
Уравнительный ток равен:
?
U Iy1= -------------------,
ZK1
+ Z
K2
где ?
U —
U1 —
U2 — разность вторичных напряжений трансформаторов;
Z
Ki и Z
x-2- сопротивления первого и второг.от^1исформаторов,|опреде-
ляемые по формуле:
Uк%Uном Zк = ---------------------, 100Iном где uк% - напряжение к. з. трансформатора.
Пример. Два трансформатора с разными значениями вторичных напряжений включаются на параллельную работу. Трансформаторы имеют следующие параметры: S1 = S2 = 10000 кВ-А; U1 = 6600 В; U2 = 6300 В; ик1 = ик2 = 8%; группы соединения обмоток У/Д-11. Определить уравнительный ток после включения на параллельную работу.
Решение.
Номинальные токи трансформаторов
10.10"
I1= = 875,8 А;
?3 . 6600
10-10"
I2= = 917,5 А.
?3-6300
Сопротивления трансформаторов
8•6600
ZК| = ----------------- = 0, 603 Ом
100 . 875,8
8•6300
ZК| = ----------------- = 0, 55 Ом
100 . 917,5
Разность вторичных напряжений
АU = 6600 - 6300 = 300 В; уравнительный ток
300
I = = 260 А.
у1 0,603 + 0,55
Из примера видно, что при неравенстве вторичных напряжений трансформаторы будут загружаться уравнительным током даже в режиме холостого хода. При работе под нагрузкой уравнительный ток наложится на ток нагрузки. Уравнительный ток, загружая обмотки трансформаторов, увеличивает потери энергии в них и снижает суммарную мощность подстанции. Поэтому разность вторичных напряжений при включении трансформаторов на параллельную работу должна быть минимальной. Согласно ГОСТ 11675-75 отклонения по коэффициенту трансформации допускаются в пределах ± 0,5% номинального значения.

Напряжение короткого замыкания uк является постоянной для каждого трансформатора величиной, зависящей исключительно от его конструкции. При работе трансформаторов под нагрузкой необходимо равенство их uк. Это объясняется тем, что нагрузка между трансформаторами распределяется прямо пропорционально их мощностям и обратно пропорционально напряжениям короткого замыкания. В общем случае неравенство ик приводит к недогрузке одного трансформатора и перегрузке другого. Если два трансформатора номинальной мощности S1 и S2 имеют различные напряжения короткого замыкания uк] и uк2, соответственно, то распределение общей нагрузки S между ними определяется по формуле
где S' и S" — реальные нагрузки первого и второго трансформаторов; и'к - некоторое эквивалентное напряжение короткого замыкания параллельно включенных трансформаторов.
Пример. На параллельную работу включаются два трансформатора мощностью Sl=Sz= 10000 кВ-А, имеющих напряжения короткого замыкания uк1 = 8%, ик2 = 6,5%. Суммарная мощность нагрузки потребителей S = 20 000 кВ•А. Определить, как распределится нагрузка между трансформаторами.
Решение. Эквивалентное напряжение короткого замыкания
S 20000
uк1 = ----------------- = = 7,17%
S1/uк1 S2/uк1 10000/8 10000/6,5
Нагрузки трансформаторов:
S1 10000
S'= — uк = 7,17 = 8966 кВ-А;
uк1 " 8
S2 10000
S"=---- uк2 = 7,17 = 11034 кВ-А.
uк2 6,5
Таким образом, при включении на параллельную работу трансформаторов с различными напряжениями короткого замыкания трансформатор с меньшим ик примет на себя большую нагрузку. Некоторое перераспределение (выравнивание) нагрузки в данном случае можно получить путем изменения коэффициента трансформации, т. е. повышением вторичного напряжения недогруженного трансформатора. Но пользоваться этим способом в эксплуатации не следует, так как при этом возрастают потери от уравнительного тока.
Наилучшее использование установленной мощности трансформаторов возможно только при равенстве напряжений короткого замыкания. Однако в эксплуатации допускается включение на параллельную работу трансформаторов с отклонениями ик на основном ответвлении не более чем на ± 10%. Такое допущение связано с технологией изготовления трансформаторов, т. е. с отступлениями в размерах обмоток, влияющих
на uк.
Не рекомендуется включение на параллельную работу трансформаторов с отношением номинальных мощностей более 1:3. Это вызвано тем, что даже при небольших нагрузках трансформаторы меньшей мощности могут сильно загружаться в процентном отношении и особенно в том случае, если они имеют меньшие uк. Поэтому при отношении мощностей трансформаторов более 1:3 целесообразно при возрастании нагрузок совсем отключить трансформатор меньшей мощности, чтобы не подвергать его недопустимой перегрузке.
Рис. 1-4. Разность напряжений Д
U при сдвиге векторов вторичных напряжений
U1 и
U2 по фазе на угол 8.
Параллельная работа трансформаторов, принадлежащих к разным группам соединений обмоток, невозможна по той причине, что между вторичными обмотками одноименных фаз соединяемых трансформаторов появляется разность напряжений, обусловленная углом сдвига ? между векторами вторичных напряжений (рис. 1-4). Уравнительный ток при сдвиге векторов на угол ? определяется по формуле
Iy2 = 200 sin ?/2 Uк
1/
I1 +
Uк
2/I2 где
Uк
1 и
Uк
2 — напряжения короткого замыкания первого и второго трансформаторов;
I1 и
I2 — номинальные токи первого и второго трансформаторов соответственно.
Пример. Подсчитаем значение уравнительного тока, предположив, что на параллельную работу оказались включенными два трансформатора с одинаковыми номинальными токами
(11 = 12= I) и одинаковыми напряжениями короткого замыкания
(Uк
1 = Uк
2 = Uк
), но при наличии сдвига векторов линейных напряжений вторичных обмоток на угол 60
; (например, группы соединений У/Д-11 и У/Д-1). В этом случае уравнительный ток равен:
I у2 = 200• 0,5 = 50 I 2
Uк/
I Uк
Например, при
Uк
= 6,5% уравнительный ток достигнет почти восьмикратного значения номинального, что равносильно короткому замыканию.
1-5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКИ ЦЕЛЕСООБРАЗНОГО ЧИСЛА ПАРАЛЛЕЛЬНО ВКЛЮЧЕННЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
На подстанциях с двумя и более трансформаторами в зависимости от суммарной нагрузки выгодно иметь на параллельной работе такое число трансформаторов, при котором активные потери холостого хода Р
х всех включенных трансформаторов и активные потери короткого замыкания Р
к будут наименьшими. Потери Р
х не зависят от нагрузки, они всегда одинаковы. Напротив, потери Р
к изменяются пропорционально квадрату тока, увеличиваясь от нуля до полных потерь, когда нагрузка возрастает соответственно от нуля до номинальной мощности. На подстанциях с трансформаторами одинаковой конструкции и
Рх + K3QC
мощности для определения экономически целесообразного числа параллельно работающих трансформаторов при изменении полной нагрузки подстанции пользуются приведенными ниже неравенствами. При возрастании нагрузки к
п параллельно включенным трансформаторам подключают еще один трансформатор, если
где ?S — полная нагрузка подстанции, кВA; S
HOM - номинальная мощность одного трансформатора, кВ • А;
п — число параллельно работающих трансформаторов; Р
х — активные потери холостого хода, кВт; Р
к — активные потери короткого замыкания, кВт;
Qc = ix% Sном ---- реактивные потери холостого хода
100 (потери мощности в стали), квар;
Qм = uк% Sном -- реактивные потери короткого замыкания (потери мощности в
100 обмотке), квар;
Къ — экономический эквивалент, учитывающий активную мощность, идущую на покрытие потерь в процессе передачи реактивной мощности, кВт • ч/(квар • ч). Для трансформаторов 35-220 кВ К
э = 0,08.
Если установленные на подстанции трансформаторы н е о д н о типны или различны по мощности, то они будут иметь разные потери Р
х и Р
к. Применять при этих условиях указанные выше неравенства нельзя. Тогда для выбора числа параллельно включенных трансформаторов пользуются кривыми приведенных потерь. Их строят на одной координатной плоскости для каждого трансформатора и для нескольких одновременно включенных трансформаторов.
Допустим, что на подстанции установлены трансформаторы
T1 и
Т2, причем
номинальная мощность второго 5
Ном.т: больше номинальной
мощности первого S
HOM Т1. Для
каждого из них кривые
1 и 2 приведенных потерь (рис. 1-5)
строятся на основании уравнения
Р' = (Р
х +
K3QC) + (Р
к +
K3QM)S2/ S2 ном
Рис. 1-5. Кривые приведенных потерь трансформаторов.
1 — для трансформатора
Т1;
2 — то же
Т2. 3 — для обоих трансформаторов, включенных параллельно.
где
F — приведенные потери, кВт;
S — действительная нагрузка трансформатора, кВА;
Sном — номинальная мощность трансформатора, кВА.
Кривая
3 приведенных потерь двух параллельно работающих трансформаторов при распределении нагрузки между ними пропорционально номинальным мощностям строится на основании уравнения
?P
/ = ? (Р
х +
KэQC) + ? (Р
к +
KэQM) – ?S
2 / ?S
2ном
На рис. 1-5 кривые приведенных потерь пересекаются в точках, соответствующих нагрузкам, при которых изменяется экономический режим работы трансформаторов. Так, при увеличении нагрузки подстанции для уменьшения потерь выгодно уже в точке
А включить в работу трансформатор Т2 вместо находящегося в работе трансформатора
Т1, а в точке
Б — оба трансформатора. В обоих случаях трансформаторы перейдут на работу по более пологим кривым, что даст снижение потерь мощности.

Следует заметить, что на практике
отключение по экономии потерь части трансформаторов не должно отражаться на надежности электроснабжения потребителей. С этой целью выводимые в резерв трансформаторы снабжаются устройствами автоматического ввода резерва (АВР). Целесообразно автоматизировать и сами операции отключения и включения трансформаторов по экономии потерь. Однако, исходя из необходимости сокращения числа оперативных переключении,
частота вывода трансформаторов в резерв по экономии потерь не должна превышать 2 — 3 раз в сутки. 1-6. УСТРОЙСТВА РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ И ИХ ОБСЛУЖИВАНИЕ СПОСОБЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Одним из распространенных способов регулирования напряжения на шинах подстанций является переключение ответвлений на трансформаторах. С этой целью у обмоток трансформаторов предусматриваются регулировочные ответвления и специальные переключатели ответвлений, при помощи которых изменяют число включенных в работу витков, увеличивая или уменьшая коэффициент трансформации
UВН WBH
Квн-нн = = ,
Uhh Whh
где Wвн и
whh— число включенных в работу витков обмоток ВН и НН соответственно.
Изменение коэффициента трансформации между обмотками высшего и низшего напряжений позволяет поддерживать на шинах НН напряжение, близкое к номинальному, когда первичное напряжение отклоняется по тем или иным причинам от номинального.
Операции переключения витков производят на отключенном от сети трансформаторе устройством ПБВ
(переключение без возбуждения) либо на работающем трансформаторе непосредственно под нагрузкой устройством РПН
(регулирование под напряжением). Трансформаторы большой мощности с устройствами ПБВ
имеют до пяти ответвлений для получения четырех ступеней напряжения относительно номинального:
+ 5; +2,5%;
UH0M; -2,5 и -5%.
В зависимости от класса напряжения трансформатора, его исполнения и числа ступеней регулирования применяются различные по конструкции переключатели ответвлений. Они могут быть трехфазными и однофазными. Однофазные переключатели барабанного типа (рис. 1-6) устанавливают на каждой фазе обмотки ВН
. Контактная система состоит из неподвижных контактов - полых токоведущих стержней 3
(А1—А6 на рис. 1-6,б), соединенных с ответвлениями 2 от обмоток и подвижных контактных колец
5, замыкающих между собой различные пары неподвижных контактов. Контактные кольца перемещаются коленчатым валом
4, ось которого при помощи изолирующей штанги 6 соединяется с приводом на крышке трансформатора. Переключатель смонтирован на изолирующих основаниях
1. Трансформаторы с РПН
имеют большее число регулировочных ступеней и более широкий диапазон регулирования, чем трансформа-горы с ПБВ. Применяемые схемы регулирования на трансформаторах
Рис. 1-6, Переключатель ответвлений барабанного типа (
а) и схема переключения ответвлений (б), показанная в положении, при котором стержни .4
4 и А
5 соединены контактными кольцами
5. 23
Рис. 1-7. Схемы регулирования на автотрансформаторах без реверсирования In) и с реверсированием (б) регулировочной обмотки.
/.
2 - первичная и вторичная обмотки соответственно;
i — регулировочная обмотка с ответвлениями;
4 — переключающее устройство;
5 — реверсор.
нию нерегулируемого трансформатора или автотрансформатора (или вычитают из него) некоторое добавочное напряжение. Схемы регулирования приведены на рис. 1-9 и 1-10.
Регулирование, при котором напряжение сети изменяется только по значению без изменения фазы, называют продольным. Возможно регулирование по фазе — поперечное регулирование. Для этого обмотку возбуждения регулировочного трансформатора 2 (рассматривается регулирование в фазе
А) присоединяют к линейному напряжению двух других фаз (рис. 1-11,а). В результате к фазному напряжению сети прибавляется (или вычитается) регулируемое напряжение
AU, сдвинутое на угол 90°, и таким образом линейное напряжение сети изменяет фазу, оставаясь неизменным по значению (рис. 1-11,6).
На крупных подстанциях системного значения при распределении потоков активной и реактивной мощности возникает необходимость в регулировании напряжения по значению и фазе. Оно осуществляется специальными агрегатами про д о л ь и о- и о и с ре ч и О i о pel улмрова-
Рис. 1-9. Схема pel улпроиапия напряжения при помощи после юна 1С п,-ного регулировочного трансформа i ор-ного агрегата (а) и схема регулировочного автотрансформатора (б). / — главный трансформатор без РПН:
2 -последовательный регулировочный трансформатор;
3 — линия, в которой регулируется напряжение;
4 — регулировочный автотрансформатор; 5 — реверсор.
Рис. 1-10. Схема регулирования напряжения на автотрансформаторе при помощи последовательного регулировочного трансформаторного агрегата в нейтрали.
/ — главный автотрансформатор;
2 - регулировочный трансформатор;
3 - реверсор
Рис. 1-11. Последовательный регулировочный трансформатор для поперечного регулирования напряжения.
а — схема включения в фазу
А (для фаз В и С схемы включения аналогичны); б — векторная диаграмма; / - последовательный регулировочный трансформатор;
2 — регулировочный трансформатор.
ния. При этом в схему вводятся два напряжения, одно из которых совпадает с напряжением сети, а другое — сдвинуто на 90°.
Во всех перечисленных выше случаях регулирования применяются устройства РПН, состоящие из следующих основных частей: переключателя или избирателя, контактора, токоограничивающего элемента (реактора или резистора) и приводного механизма. Последовательность работы переключающих устройств РПН с реактором (серий РНО, РНТ) и с резистором (серий РНОА и РНТА) показана на рис. 1-12*.
Из рассмотрения работы РПН с реактором видно, что контактор замыкает и размыкает некоторый ток, следовательно, процесс сопровождается горением дуги; контакты избирателя переключаются без , разрыва тока, т. е. лишь после того, как соответствующая цепь окажется ] разомкнутой; необходимая последовательность размыкания и замыкания тех и других контактов обеспечивается согласованной работой при- i водного механизма, приводимого в действие двигателем с реверсивным I пускателем; реактор ограничивает циркулирующий ток в процессе коммутации и рассчитан на длительное прохождение номинального тока. Последнее обстоятельство говорит о том, что застревание привода в промежуточном положении, когда ток нагрузки проходит по одной части реактора или когда переключатель находится в положении
* Обращается внимание читателей на то, что в книге приведены оперативные схемы, особенностью которых является изображение коммутационных аппаратов (масляных и воздушных выключателей, разъединителей, рубильников и т. п.) в положении (включено или отключено), соответствующем рассматриваемому режиму работы. Иными словами, если аппарат в данном режиме включен, то его контакты изображены замкнутыми, если отключен — разомкнутыми.
Рис. 1-13. Подключение расширителя для компенсации температурных изменений объема масла в трансформаторе и баке контактора РПН. / — малый отсек расширителя;
2 — большой отсек расширителя;
3 - кран для доливки масла в расширитель;
4 — кран маслопровода к баку трансформатора; 5 - кран подпитки маслом масляного отсека (кран нормально закрыт, на рисунке изображение крана зачернено);
6 — кран маслопровода к баку контактора; 7 - газовое реле РПН;
8 — то же трансформатора;
9 - маслопровод к баку трансформатора;
10 - то же к баку РПН; / / — отверстие.
«мост» (рис. 1-12,г), не является опасным и повреждений обычно не вызывает. Однако во избежание перегрева контактов в случае неполного их касания РПН необходимо возвращать в основное рабочее положение при первой же возможности.
Реактор и избиратель, на контактах которого дуги не возникает, обычно размещают в баке трансформатора, а контактор помещают в отдельном масляном баке, чтобы не допускать разложения масла электрической дугой в трансформаторе.
Действие устройств РПН с резисторами во многом сходно с работой переключающих устройств с реактором. Отличие состоит в том, что в нормальном режиме работы резисторы зашунтированы или отключены и ток по ним не проходит, а в процессе коммутации ток проходит в течение сотых долей секунды. Резисторы не рассчитаны на длительную работу под током, поэтому переключение контактов в них происходит быстро под действием мощных сжатых пружин. Вероятность непереключения контактов даже в случае исчезновения питания привода исключена. Резисторы имеют небольшие размеры и являются, как правило, конструктивной частью контактора.
Имеются устройства РПН, у которых контактор расположен в отдельном баке на изоляторе, а также устройства так называемой погружной конструкции. Их устанавливают как внутри бака трансформатора, так и в отдельном баке, примыкающем к баку трансформатора. Бак контактора соединяется трубкой с отсеком расширителя (рис. 1-13).
Уровень масла в баке контролируется газовым реле. В выносных баках контакторов применяется система автоматического подогрева масла, которая обеспечивает нормальную работу устройств при температуре наружного воздуха до — 45°С.
28
Устройства РПН приводятся в действие дистанционно со щита управления ключом или кнопкой, расположенной в шкафу привода (местное управление); автоматически от устройств регулирования напряжения. Предусмотрено переключение приводного механизма рукояткой. Но этот способ является вспомогательным и к нему прибегают только при ремонте и ревизиях.
Переключение РПН рукояткой под напряжением не допускается. Один цикл переключения РПН разных типов выполняется за время от 3 до 10 с. Процесс переключения сигнализируется красной лампой, которая загорается в момент подачи импульса и продолжает гореть все время, пока механизм не закончит цикл переключений с одной ступени на другую. Независимо от длительности одного импульса на пуск РПН имеют блокировку, разрешающую переход избирателя только на одну ступень. По окончании движения переключающего механизма заканчивают перемещение дистанционные указатели положения, показывая номер ступени, на которой остановился переключатель.
Для автоматического управления РПН снабжаются блоками автоматического регулирования коэффициента трансформации (АРКТ). Структурная схема автоматического регулятора показана на рис. 1-14.
Регулируемое напряжение подается на зажимы блока АРКТ от трансформатора напряжения. Кроме того, устройством токовой компенсации (ТК) учитывается еще падение напряжения от тока нагрузки. На выходе блока АРКТ исполнительный орган
И управляет работой приводного механизма. Схемы автоматических регуляторов напряжения весьма разнообразны, но все они содержат элементы, указанные на рис. 1-14.
Рис. 1-14. Структурная схема автоматического регулятора напряжения.
1 — регулируемый трансформатор; 2 - трансформатор тока;
S — трансформатор напряжения; ГА' — устройство токовой компенсации;
ИО — измерительный орган; У—орган усиления;
В — орган выдержки времени;
И — исполнительный орган;
ИП — источник питания;
ПМ — приводной механизм.
29
ОБСЛУЖИВАНИЕ УСТРОЙСТВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Практика показала, что перестановка переключателей ПБВ с одной ступени на другую производится крайне редко (1—2 раза в год)— сезонное регулирование. При длительной работе без переключения контактные стержни и кольца покрываются окисной пленкой. Чтобы разрушить эту пленку и создать хороший контакт, рекомендуется при каждом переводе переключателя предварительно прокручивать его (не менее 5—10 раз) из одного крайнего положения в другое, что выполняют при отключенном трансформаторе. При пофазном переводе переключателей проверяют их одинаковое положение. Установка привода на каждой ступени должна фиксироваться стопорным болтом. Если возникает сомнение в работе переключателя, целость электрической цепи проверяют омметром. О переключении ответвлений должна быть сделана запись в оперативном журнале.
Устройства РПН должны постоянно находиться в работе с включенным АРКТ. На дистанционное управление их переводят только при неисправности автоматических регуляторов. Ни нормальные эксплуатационные, ни аварийные перегрузки (если ток не превышает двукратного номинального тока переключающего устройства) не могут ограничивать работу РПН, так как их рассчитывают и выполняют для работы с двойной нагрузкой. При перегрузке свыше двукратной специальная блокировка не допускает срабатывание переключающего устройства. Положение РПН должно контролироваться при осмотрах оборудования. Необходимо сверять показания указателя положения переключателя на щите управления и на приводе РПН, так как по ряду причин возможно рассогласование сельсина-датчика и сельсина-приемника. Проверяется также одинаковое положение переключателей РПН всех параллельно работающих трансформаторов или отдельных фаз при пофазном управлении.
Заводскими инструкциями предписывается выполнение с помощью РПН 20 000—30 000 переключений под нагрузкой, после чего контактор РПН должен выводиться в ревизию. При этом заменяют обгоревшие контакты.
Нельзя оставлять в эксплуатации контакты с повышенным переходным сопротивлением, так как нагрев их усиливает процесс разложения масла, характеристики которого и без того ухудшаются под действием дуги. Критерием качества масла в баке контактора является минимальное пробивное напряжение, которое для РПН класса напряжения 35 кВ принято равным 22 кВ. Цвет, содержание углерода, кислотность и прочие показатели качества масла не играют существенной роли и не могут препятствовать его дальнейшему использованию в баке контактора.
Наличие масла в баке контактора проверяют по маслоуказателю. Уровень масла следует поддерживать в допустимых пределах. При пониженном уровне увеличивается время горения дуги на контактах. Превышение нормальной отметки уровня масла нередко наблюдается при нарушении уплотнений отдельных узлов масляной системы. 30
Нормальная работа контакторов гарантируется при температуре масла не ниже — 20°С. При низкой температуре окружающего воздуха необходимо следить за работой нагревательных элементов в баках контакторов. Если температура масла в баке контактора (или в баке трансформатора для РПН, встроенных в бак) понизится до — 21 "С, РПН следует вывести из работы. В вязком масле контактор во время срабатывания испытывает значительные механические нагрузки, которые могут привести к его поломке. Кроме того, возможно повреждение и резисторов из-за увеличения времени переключения и более длительного пребывания их под током.
Если в РПН предусмотрен обогрев контакторов, то в зимний период при температуре окружающего воздуха — 15°С включается система автоматического обогрева контакторов.
При включении из резерва трансформатора с устройством РПН, оборудованным электроподогревом, при температуре окружающего воздуха ниже — 20°С должна включаться система автоматического обогрева контакторов на 13 — 15 ч. Пользование РПН в этом случае разрешается только по истечении указанного времени.
Приводные механизмы РПН являются наиболее ответственными и в то же время наименее надежными узлами этих устройств. Их необходимо предохранять от попадания пыли, влаги, трансформаторного масла.
В процессе регулирования напряжения переключением ответвлений с помощью устройств ПБВ или РПН персонал не должен допускать длительного повышения напряжения на трансформаторе сверх номинального для данного ответвления более чем на 5% при нагрузке не выше номинальной и на 10% при нагрузке не выше 25% номинальной. Для автотрансформаторов без ответвлений в нейтрали и регулировочных трансформаторов допускается длительное повышение напряжения до 10% сверх номинального. Превышение указанных значений приводит к перенасыщению магнитопровода, резкому увеличению тока и потерь холостого хода. При этом потери в стали возрастают пропорционально квадрату напряжения, а ток увеличивается в еще большей степени. Увеличение потерь в стали ведет к преждевременному износу изоляции и является причиной местных нагревов стальных конструкций.
При параллельной работе двух регулируемых трансформаторов и более изменение их коэффициентов трансформации следует производить по возможности одновременно, чтобы избежать перегрузки уравнительным током. При автоматическом управлении РПН эта роль выполняется специальной блокировкой. Если же автоматическое управление отсутствует, переключение ответвлений следует производить постепенно, не допуская рассогласования по ступеням ответвлений более чем на одну ступень.
31
1-7. ЗАЗЕМЛЕНИЕ НЕЙТРАЛЕЙ И ЗАЩИТА РАЗЗЕМЛЕННЫХ НЕЙТРАЛЕЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ В современных энергосистемах сети ПО кВ и выше эксплуатируются с эффективным ' заземлением нейтралей обмоток силовых трансформаторов. Сети напряжением 35 кВ и ниже работают с изолированной нейтралью или заземлением через дугогасящую катушку. Каждый вид заземления имеет свои преимущества и недостатки.
В сетях с изолированной нейтралью однофазное замыкание на землю не приводит к короткому замыканию. В месте замыкания проходит небольшой ток, обусловленный емкостью двух фаз на землю. Значительные емкостные токи обычно компенсируются полностью или частично включением в нейтраль трансформатора дугогасящей катушки. Остаточный в результате компенсации малый ток не способен поддерживать горение дуги в месте замыкания, поэтому поврежденный участок, как правило, пе отключается автоматически. Металлическое однофазное замыкание на землю сопровождается повышением напряжения на неповрежденных фазах до линейного, а при замыкании через дугу возможно появление перенапряжений, распространяющихся на всю электрически связанную сеть, в которой могут находиться участки с ослабленной изоляцией. Чтобы уберечь трансформаторы, работающие в сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов, от воздействия повышенных напряжений, изоляцию их нейтралей выполняют на тот же класс напряжений, что и изоляцию линейных вводов. При таком уровне изоляции не требуется применение никаких средств защиты нейтралей, кроме вентильных разрядников, включаемых параллельно дугогасящей катушке.
В сетях с эффективным заземлением нейтрали (рис. 1-15) однофазное замыкание на землю приводит к короткому замыканию. Ток короткого замыкания (к.з.) проходит от места повреждения по земле к заземленным нейтралям трансформаторов
Т1 и
Т2, распределяясь обратно пропорционально сопротивлениям ветвей. Поврежденный участок выводится из работы действием защит от замыканий на землю. На участках сети, где нейтрали трансформаторов
ТЗ, Т4 не имеют глухого заземления, ток однофазного к. з. не проходит.
Имея в виду, что однофазное к. з; является наиболее частым (до
80% случаев к. з. в энергосистемах приходится на однофазные к. з.)
и одновременно тяжелым видом повреждений, принимают меры по
уменьшению токов к. з. Одной из таких мер является частичное
разземление нейтралей трансформаторов.
Нейтрали
автотрансформаторов не разземляются, так как они
рассчитаны для работы с обязательным заземлением концов общей обмотки. Число заземленных нейтралей на каждом участке сети устанавливается расчетами и принимается минимальным. При выборе точек заземления нейтралей в энергосистеме руководствуются как требованиями
1 Сеть с эффективным заземлением нейтрали — сеть, в которой заземлена большая часть нейтралей обмоток силовых трансформаторов.