Эксплуатация электрических подстанций и распределительных устройств

Превышение этих значений напряжения приводит к насыщению магнитопровода, резкому увеличению тока и потерь ХХ, что, в свою очередь, повлечет перегрев стальных конструкций магнитопровода.

Превышение рабочих напряжений трансформаторов и реакторов 110 кВ и выше допускают лишь кратковременно. Например, в табл. 2.4 приведены допустимые значения повышения напряжения и длительность его воздействия.

Таблица 2.4

В табл.2.5 приведены номинальные междуфазные напряжения трехфазного тока свыше 1000 В (ГОСТ 721—97).

Таблица 2.5

Окончание табл. 2.5

Контроль за тепловым режимом трансформатора заключается в периодических измерениях температуры в верхних слоях масла в баках. Измерения производятся при помощи стеклянных термометров, погруженных в специальные гильзы на крышках трансформаторов, дистанционных термометров сопротивления и термометров манометрического типа — термосигнализаторов. На крышке трансформатора устанавливаются по два термосигнализатора с переставными контактами. Контакты одного из них используются для управления системой охлаждения, другого — для сигнализации и отключения трансформатора при превышении допустимых температур масла.

Периодические осмотры трансформаторов (реакторов), в соответствии с требованиями ПТЭ, должны производиться в следующие сроки:

главных понижающих трансформаторов ПС с постоянным дежурством персонала — 1 раз в сутки;

остальных трансформаторов электроустановок с постоянным и без постоянного дежурства персонала — 1 раз в месяц;

на трансформаторных пунктах — не реже 1 раза в месяц.

Внеочередные осмотры трансформаторов (реакторов) производятся:

после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, сильный ветер и др.);

при работе газовой защиты на сигнал, а также при отключении трансформатора (реактора) газовой или (и) дифференциальной защитой.

При осмотре проверяются внешнее состояние трансформаторов и их систем охлаждения, устройств РПН, устройств защиты масла от окисления и увлажнения, фарфоровых и маслонаполненных вводов, защитных разрядников на линейных вводах и в нейтрали, кранов, фланцев и люков, 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. Осматриваются контакты соединения и указатели, контролирующие их перегрев.

На слух проверяется гул трансформатора, а также отсутствие звуков электрических разрядов.

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 °C при номинальной нагрузке трансформатора.

Отключение трансформатора от сети, как правило, производят со стороны нагрузки (НН и СН) выключателями, а затем со стороны питания (ВН). На ПС с упрощенной схемой (без выключателей со стороны ВН) отключение трансформаторов от сети следует производить отделителями после отключения выключателей со стороны нагрузки.

В соответствии с требованиями ПТЭ, трансформатор (реактор) должен быть аварийно выведен из работы:

при сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора;

ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нагрузке ниже номинальной и нормальной работе устройств охлаждения;

выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы;

течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного стекла.

Трансформаторы выводятся из работы также при необходимости немедленной замены масла по результатам лабораторных анализов.

2.4. Параллельная работа трансформаторов

Параллельная работа трансформаторов (автотрансформаторов) разрешается при следующих условиях:

группы соединения обмоток одинаковы. Параллельная работа трансформаторов, принадлежащих к разным группам соединения обмоток, невозможна по причине того, что между вторичными обмотками одноименных фаз соединяемых трансформаторов появляется разность напряжений, обусловленная углом сдвига между векторами вторичных напряжений;

соотношение мощностей трансформаторов не более 1:3. Это вызвано тем, что даже при небольших перегрузках трансформаторы меньшей мощности будут больше загружаться в процентном отношении, особенно в том случае, если они имеют меньшие напряжения КЗ (u_к);

коэффициенты трансформации отличаются не более чем на +0,5 %;

и_к отличаются не более чем на ±10 %;

произведена фазировка трансформаторов.

Для выравнивания нагрузки между параллельно работающими трансформаторами с различными напряжениями КЗ допускается в небольших пределах изменение коэффициента трансформации путем переключения ответвлений при условии, что ни один из трансформаторов не будет перегружен.

Во избежание значительных величин уравнительного тока, которые возникают при включении трансформаторов на параллельную работу, разность вторичных напряжений должна быть минимальной.

Напряжение КЗ является постоянной величиной для каждого трансформатора, зависящей от его конструкции. При работе трансформаторов под нагрузкой необходимо равенство этих напряжений. Это требование объясняется тем, что нагрузка между трансформаторами распределяется прямо пропорционально напряжениям КЗ. Неравенство напряжений КЗ приводит к недогрузке одного параллельно работающего трансформатора и перегрузке другого. Если два трансформатора номинальной мощности S₁ и S₂ имеют различные напряжения КЗ u_к1 и u_к2 соответственно, то распределение общей нагрузки S между ними определяется по следующей формуле:

Выравнивание нагрузки в данном случае можно достичь путем изменения коэффициента трансформации за счет повышения вторичного напряжения недогруженного трансформатора. Однако при этом возрастают потери от уравнительного тока, вследствие чего данный способ в эксплуатации нерентабелен.

Оптимальное использование установленной мощности трансформаторов возможно лишь при равенстве напряжений КЗ. Однако в эксплуатации допускается включение трансформаторов на параллельную работу с 10 %-ным отклонением U_к в сторону увеличения или уменьшения, что связано с конструкцией трансформаторов (размерами обмоток) и технологией их изготовления.

Группы соединения обмоток в ряде случаев могут быть изменены путем перемаркировки выводов и соответствующего присоединения к ним шин. В противном случае необходимо вскрывать трансформатор для изменения группы соединения его обмоток.

На практике важной проблемой является определение экономически целесообразного числа параллельно включенных трансформаторов.

На ПС с двумя и более трансформаторами целесообразно иметь на параллельной работе такое число трансформаторов, при котором активные потери ХХ всех включенных трансформаторов и активные потери КЗ будут наименьшими.

Потери ХХ Р_х — величина постоянная, не зависящая от нагрузки трансформатора.

Потери КЗ Р_к зависят от нагрузки и изменяются пропорционально квадрату тока, возрастая от нуля до полных потерь пропорционально росту нагрузки соответственно от нуля до номинальной мощности.

При возрастании нагрузки к n параллельно включенным трансформаторам подключают еще один трансформатор, если

при снижении нагрузки отключают один из трансформаторов, если

Формулы (2.7) и (2.8) применимы только для однотипных трансформаторов одинаковой мощности. При наличии на ПС неоднотипных трансформаторов различной мощности пользуются кривыми приведенных потерь, которые строят на одной координатной плоскости для каждого трансформатора и для нескольких одновременно включенных трансформаторов.

Для того чтобы отключение по экономическим соображениям части трансформаторов не отразилось на надежности электроснабжения, выводимые в резерв трансформаторы снабжаются устройствами АВР. Исходя из необходимости сокращения числа оперативных переключений частота вывода трансформатора в резерв по экономическим соображениям не должна превышать 2–3 раз в сутки.

2.5. Обслуживание устройств регулирования напряжения

В соответствии с требованиями ПТЭ, устройства РПН должны быть в работе, как правило, в автоматическом режиме. Их работа должна контролироваться по показаниям счетчиков числа операций. Для автоматического управления РПН снабжаются блоками автоматического регулирования коэффициента трансформации (АРКТ).

Допускается дистанционное переключение РПН с пульта управления, если колебания напряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяющих требования потребителей. Переключения под напряжением вручную (с помощью рукоятки) не разрешаются.

Устройство РПН приводится в действие дистанционно со щита управления ключом или кнопкой и автоматически от устройств автоматического регулирования напряжения. Предусмотрено также переключение приводного механизма РПН специальной рукояткой или с помощью кнопки, располагаемой в шкафу (местное управление).

Местное управление является вспомогательным, и к нему прибегают только при ремонте.

Один цикл переключения РПН выполняется за 3-10 с. Процесс переключения сигнализируется красной лампой, которая загорается в момент подачи импульса и горит до тех пор, пока механизм не закончит цикл переключения с одной ступени на другую.

Переключающие устройства РПН трансформатора разрешается включать в работу при температуре верхних слоев масла выше минус 20 °C (для наружных резисторных устройств РПН) и выше минус 45 °C — для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева.

Наиболее распространенным способом регулирования напряжения на шинах ПС является переключение ответвлений на трансформаторах. С этой целью, как правило, у обмоток ВН трансформатора, имеющих меньший рабочий ток, предусматриваются регулировочные ответвления и специальные переключатели ответвлений, при помощи которых изменяют число включенных в работу витков w, увеличивая или уменьшая коэффициент трансформации, равный

K_ВН-HН = U_ВН/U_НН = w_ВН /w_НН. (2.9)

Переключения секции витков производят на работающем трансформаторе под нагрузкой устройством РПН или на отключенном от сети трансформаторе устройством переключения без возбуждения (ПБВ).

Трансформаторы большой мощности с устройством ПБВ имеют до 5 ответвлений для получения 4-х ступеней напряжения относительно номинального (±2×2,5 %)U_ном.

Применяют различные трехфазные и однофазные переключатели ответвлений, что зависит от напряжения трансформатора, числа ступеней регулирования и его исполнения.

Класс изоляции устройств РПН соответствует классу изоляции СН трансформатора.

В качестве других способов регулирования напряжения трансформатора применяются специальные последовательные регулировочные трансформаторы.

Различают продольное регулирование, при котором напряжение сети изменяется только по величине без изменения фазы, и поперечное регулирование, при котором напряжение изменяется только по фазе. На крупных ПС системного значения возникает необходимость в регулировании напряжения и по величине, и по фазе, которое осуществляется специальными агрегатами продольно-поперечного регулирования. При этом в схему вводятся два напряжения, одно из которых совпадает с напряжением сети, а другое сдвинуто на 90°.

Устройства РПН состоят из переключателя (или избирателя), контактора, токоограничивающего реактора (или резистора) и приводного механизма.

Реактор и избиратель (ввиду того что на его контактах дуги не возникает) обычно размещают в баке трансформатора, а контактор помещают в отдельном масляном баке, чтобы не допускать разложения масла электрической дугой в трансформаторе.

Отличие действия устройств РПН с резистором от работы переключающих устройств с реактором состоит лишь в том, что в нормальном режиме резисторы зашунтированы или отключены и ток по ним не проходит, а в процессе коммутации ток проходит всего в течение сотых долей секунды. Поскольку резисторы не рассчитаны на длительную работу под током, то переключение контактов в них происходит мгновенно под действием мощных сжатых пружин. Резисторы имеют сравнительно малые размеры и являются, как правило, конструктивной частью контактора.

Нормальная работа устройств РПН обеспечивается при температуре верхних слоев масла в контакторах не ниже минус 20 °C. В выносных баках контакторов применяется система автоматического подогрева масла, которая обеспечивает нормальную работу устройств при температуре наружного воздуха до минус 45 °C. Уровень масла в баках контакторов контролируется по маслоуказателям.

Практика обслуживания устройств регулирования напряжения показала, что перестановка переключателей ПБВ с одной ступени на другую производится всего лишь 1–2 раза в году — сезонное регулирование.

При длительной работе без переключения контактные стержни и кольца покрываются оксидной пленкой. Чтобы разрушить эту пленку и обеспечить хороший контакт, рекомендуется при отключенном трансформаторе при каждом переводе переключателя предварительно не менее 5-10 раз прокручивать его из одного крайнего положения в другое. При пофазном переводе переключателей проверяют их одинаковое положение. Установка привода на каждой ступени должна фиксироваться стопорным болтом. О переключении ответвлений должна быть сделана запись в оперативном журнале.

Для очистки от шлама и оксидов контактов переключающих устройств РПН их также следует через каждые 6 мес «прогонять» по всему диапазону регулирования по 5-10 раз в каждую сторону.

Устройства РПН должны постоянно находиться в работе с блоком АРКТ. На дистанционное управление их переводят только при неисправности автоматических регуляторов, невыполнении команды на переключение, например, из-за застревания контактов избирателя в промежуточном положении или из-за отказа в работе приводного механизма. При повреждении АРКТ оно должно быть отключено и устройство РПН переведено на дистанционное управление. При отказе в работе схемы дистанционного управления РПН следует перевести на местное управление и принять меры по устранению неисправности. Если обнаружится неисправность избирателя или контактора, трансформатор следует отключить.

Работу РПН не могут ограничивать нормальные эксплуатационные или аварийные перегрузки трансформатора при условии, что ток не превышает 200 % номинального тока. При нагрузке выше максимально допустимой срабатывание переключающего устройства запрещает блокировка.

Положение РПН контролируется при осмотрах оборудования. При этом необходимо сверять показания указателя положения переключателя на щите управления и на приводах РПН, поскольку может возникнуть рассогласование сельсина — датчика и сельсина — приемника. Кроме того, необходимо проверять одинаковое положение РПН всех параллельно работающих трансформаторов или отдельных фаз при пофазном управлении, а также производить запись показаний счетчика числа переключений РПН.

Большое влияние на электрическую износостойкость РПН оказывают значения переключающего тока:

при токах до 1000 А допускается выполнение не менее 60 000 переключений;

при разрыве тока более 1000 А допускается 25 000 переключений;

эксплуатационными инструкциями предписывается выполнять 10 000—20 000 переключений под нагрузкой, после чего контактор РПН необходимо вывести в ревизию и при этом заменить обгоревшие контакты контакторных устройств. Нагрев таких контактов усиливает процесс разложения масла.

Качество масла в баке контактора РПН оценивается по отсутствию влаги (не более 0,003 %) и минимальному пробивному напряжению, которое для РПН 35 кВ принято равным 30 кВ, для напряжений 110 и 220 кВ — соответственно 35 и 40 кВ. Пробы масла должны отбираться через каждые 5000 переключений, но не реже 1 раза в год.

Наличие масла в отсеке расширителя или в баках контакторов фиксируется по маслоуказателям. Следует знать, что при пониженном уровне масла увеличивается время горения дуги на контактах.

При низкой температуре окружающего воздуха необходим контроль за работой нагревательных элементов в баках контакторов. Если температура масла в баке контактора или в баке трансформатора (для РПН, встроенных в бак) понизится до минус 21 °C, то РПН следует вывести из работы. Следует иметь в виду, что в вязком масле контактор во время срабатывания испытывает значительные механические перегрузки, которые могут вызвать его повреждение.

Если в РПН предусмотрен обогрев контактора, то в зимний период при температуре окружающего воздуха минус 15 °C включается система автоматического обогрева контакторов. Включение этой системы вручную (кроме действия автоматики) не допускается.

При включении резервного трансформатора с устройством РПН, оборудованным электроподогревом, при температуре окружающего воздуха ниже минус 20 °C должна предварительно включаться на 13–15 ч система автоматического обогрева контактов. В этом случае пользоваться РПН разрешается только по истечении указанного времени.

Следует учитывать, что приводные механизмы РПН являются наиболее ответственными и наименее надежными узлами этих устройств. Поэтому их необходимо предохранять от попадания пыли, влаги, трансформаторного масла, а трущиеся детали и шариковые соединения передач следует смазывать незамерзающей тугоплавкой смазкой через каждые 6 мес.

При регулировании напряжения переключением ответвлений с помощью устройств РПН или ПБВ нельзя 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 возрастанию тока и потерь ХХ. При этом потери в стали возрастают пропорционально квадрату напряжения. Увеличение потерь в стали приводит к форсированному износу изоляции и перегреву стальных конструкций.

При параллельной работе двух регулируемых трансформаторов изменение их коэффициентов трансформации следует производить одновременно, чтобы избежать перегрузки уравнительным током. При автоматическом управлении РПН такую задачу решает специальная блокировка. При отсутствии автоматического управления переключение ответвлений следует выполнять постепенно, не допуская рассогласования по ступеням ответвлений более чем на одну ступень.

Персонал потребителя, обслуживающий трансформаторы, обязан поддерживать соответствие между напряжением сети и напряжением, устанавливаемым на регулировочном ответвлении.

2.6. Заземление нейтралей трансформаторов. Дугогасящие реакторы для компенсации емкостных токов

Электрические сети 35 кВ и ниже работают с изолированной нейтралью обмоток трансформаторов или заземлением через дугогасящие реакторы, сети 110 кВ и выше — с эффективным заземлением нейтралей обмоток трансформаторов.

При необходимости компенсации емкостных токов в сетях 6, 10 и 35 кВ на ПС устанавливаются дугогасящие заземляющие реакторы с плавным или ступенчатым регулированием индуктивности. На напряжении 6 и 10 кВ дугогасящие реакторы подключаются к нейтральному выводу отдельного трансформатора, подключаемого к сборным шинам через выключатель. Количество и мощность дугогасящих реакторов 6-10 кВ определяются на основании данных энергосистемы.

На напряжении 35 кВ дугогасящие реакторы присоединяются, как правило, к нулевым выводам соответствующих обмоток трансформаторов через развилку из разъединителей, позволяющую подключать их к любому из трансформаторов.

Последствия от замыкания на землю в зависимости от вида электросети, значения емкостных токов и способы выполнения защит различны.

Так, в сетях с изолированной нейтралью однофазное замыкание на землю не вызывает КЗ, поскольку в месте замыкания проходит ток малой величины, обусловленный емкостью двух фаз на землю. Значительные емкостные токи компенсируются включением в нейтраль трансформатора дугогасящего реактора. В результате компенсации остается малый ток, который не в состоянии поддерживать горение дуги в месте замыкания, поэтому поврежденный участок не отключается. Однофазное замыкание на землю сопровождается повышением напряжения на неповрежденных фазах до линейного, а при замыкании через дугу возможно возникновение перенапряжений, распространяющихся на всю электрически связанную сеть. Для предохранения трансформаторов в сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов от воздействия повышенных напряжений изоляцию их нейтралей выполняют на тот же класс напряжения, что и изоляцию линейных вводов. При таком уровне изоляции не требуется применения средств защиты нейтралей, кроме вентильных разрядников, включаемых параллельно дугогасящему реактору.

В сетях с эффективным заземлением нейтрали однофазное замыкание на землю приводит к КЗ, что видно из рис. 2.2.