Оперативное обслуживание электрических станций и подстанций - файл n1.doc

приобрести
Оперативное обслуживание электрических станций и подстанций
скачать (1586.6 kb.)
Доступные файлы (1):

n1.doc

2924kb.

17.02.2009 14:52

скачать

Победи орков

---

Смотрите также:
• Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций (Документ)
• Васильева В.Я., Дробиков Г.А., Лагутин В.А. Эксплуатация электрооборудования электрических станций и подстанций (Документ)
• Белецкий О.В., Лезнов С.И., Филатов А.А. Обслуживание электрических подстанций (Документ)
• Петров Н.В. Методические указания Устройства автоматики электрических станций и подстанций (Документ)
• Леньков Ю.А., Хожин Г.Х. Выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей распределительных устройств электрических станций и подстанций (Документ)
• Куликов В.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций (Документ)
• ГКД 34.12.201-97 Противоаварийные тренировки персонала электрических станций и сетей (Документ)
• Гайсаров Р.В., Коржов А.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Справочное пособие к курсовому и дипломному проектированию (Документ)
• Филатов А.А. Обслуживание электрических подстанций оперативным персоналом (Документ)
• Филатов А.А. Обслуживание электрических подстанций оперативным персоналом (Документ)
• ОХЛ 684.011-86 Устройства комплектные низковольтные для электрических станций и подстанций. Рекомендации по проектированию (Документ)
• Дьяков А.Ф., Платонов В.В. Основы проектирования релейной защиты электроэнергетических систем (Документ)

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



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 I_л, А, каждой обмотки определяется по ее номинальной мощности и соответствующему номинальному

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 = 1_Л, а при соединении обмоток в треугольник определяется по формуле: Iф = 1_л?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 0А_т, или обмотки среднего напряжения, и последова­тельной обмотки А_тА.

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 IВh. Этот ток, создавая магнитный поток в магнитопроводе, индуктирует в общей обмотке ток I₀. Во вто­ричной цепи ток нагрузки Iсн складывается из тока IВh, обусловленно­го электрической связью обмоток ВН и СН, и тока 1₀, обусловленного магнитной связью этих же обмоток: I_сн = I_вн + 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:


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




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 — ВНСН и одновременно ВН НН. Показаны обмотки одной фазы.
В автотрансформаторном режиме ВНСН (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

I_п = 1_вн = 328,4 А;

в общей обмотке

Io = I_СН - I_вн = 656,8 - 328,4 = 328,4 А. Мощность последовательной и общей обмоток (см. рис. 1-1):

S_n = ]/3I_п (U_ВН - U_Сн) = ?3• 328,4 (220 - 110) = 62,5 MBА;

S₀ = ?3I_oU_CH = ?3 • 328,4 • 110 = 62,5 MBА.

В трансформаторном режиме ВННН (рис. 1-2,б) возможна передача только типовой мощности. Линейные номинальные токи равны:

62 500

I_вн = ^{--------------------} =164,2 А; I_Сн = 0; Iнн = 3284 А;

?3•220

ток в последовательной обмотке

I_п = I_вн = 164,2 А; ток в общей обмотке
I_о = 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:

I_Вн = 328,4 А; I_сн = 328,4 А; I_нн = 3284 А;

8

ток в последовательной обмотке

I_П = I_Вн = 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 ВНСН и одновременно ВННН. 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 = S_ch/S_hom и Sз = S_hh /S_hom ; ?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-

Рис. 1-3. Кривые допустимых нагрузок S₂ и S₃ автотрансформатора в режиме ВНСН 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= -------------------,

Z_K1 + 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

<sup>Zк = ---------------------,

100Iном</sup>

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; и_к1 = и_к2 = 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 u_к является постоянной для каж­дого трансформатора величиной, зависящей исключительно от его конструкции. При работе трансформаторов под нагрузкой необходимо равенство их u_к. Это объясняется тем, что нагрузка между трансформа­торами распределяется прямо пропорционально их мощностям и об­ратно пропорционально напряжениям короткого замыкания. В общем случае неравенство и_к приводит к недогрузке одного трансформатора и перегрузке другого. Если два трансформатора номинальной мощности S₁ и S₂ имеют различные напряжения короткого замыкания u_к] и u_к2, 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 S_l=S_z= 10000 кВ-А, имеющих напряжения короткого замыкания u_к1 = 8%, и_к2 = 6,5%. Суммарная мощность нагрузки потребителей S = 20 000 кВ•А. Определить, как распределится нагрузка между трансформаторами.

Решение. Эквивалентное напряжение короткого замыкания

S 20000
u_{к1 =} ----------------- _{= = 7,17%}

S₁/u_к1 S₂/u_к1 10000/8 10000/6,5

Нагрузки трансформаторов:

S₁ 10000

S'= — u_к = 7,17 = 8966 кВ-А;

u_к1 " 8

S₂ 10000

S"=---- u_к2 = 7,17 = 11034 кВ-А.

u_к2 6,5

Таким образом, при включении на параллельную работу трансфор­маторов с различными напряжениями короткого замыкания трансфор­матор с меньшим и_к 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 и_к на основном ответвлении не более чем на ± 10%. Такое допущение связано с технологией изготовления трансформаторов, т. е. с отступлениями в размерах обмоток, влияющих

на u_к.

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 u_к. 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

Uк₁/I₁ + Uк₂/I₂
где Uк₁ и Uк₂ — 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 (Uк₁ = Uк₂ = 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



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 =} u_к% _{Sном --} реактивные потери короткого замыкания (потери мощности в

¹⁰⁰ обмотке), квар;

К_ъ — 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 + K₃Q_C) + (Р_к + K₃Q_M)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 + KэQ_C) + ? (Р_к + K_эQ_M) – ?S² / ?S²ном

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%; U_H0M; -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 .4₄ и А₅ 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.

---