Организация эксплуатации и ремонта электрооборудования электрических станций и сетей

Уравнительные токи, загружая обмотки трансформаторов, увеличивают потери энергии и снижают суммарную мощность подстанции, поэтому прохождение их недопустимо. В связи с этим согласно ГОСТ 11677-75 у трансформаторов, включаемых на параллельную работу, коэффициенты трансформации не должны отличаться более чем на ±0,5%.

Различие в значениях напряжений КЗ трансформаторов обусловливает распределение между ними общей нагрузки пропорционально их номинальным мощностям и обратно пропорционально напряжениям КЗ:

где S - общая нагрузка; S₁^/ и S^/₂ -реальные нагрузки трансформаторов; S_ном1 и S_ном2 - номинальные мощности трансформаторов; u_к1 и u_к2 - напряжение КЗ трансформаторов; u_к^/ -эквивалентное напряжение КЗ параллельно включенных трансформаторов.

Из формулы следует, что большую нагрузку примет на себя трансформатор с меньшим значением напряжения КЗ.

Пример. На параллельную работу включаются два трансформатора мощностью S_ном1 = S_ном2= 40 МВ-А, имеющих напряжения КЗ u_к1 = 8,5%; u_к2=7,5%. Суммарная нагрузка потребителей S'=80 МВ-А. Определить распределение нагрузки между трансформаторами.

Наилучшее использование установленной мощности трансформаторов может быть только при равенстве напряжений КЗ. Однако в эксплуатации допускается включение на параллельную работу трансформаторов с отклонением напряжений КЗ от их среднего значения, но не более чем на ±10%. Это допущение связано с возможным отступлением (в пределах производственных допусков) при изготовлении трансформаторов в размерах обмоток, влияющих на u_к.

Не рекомендуется включение на параллельную работу трансформаторов с отношением номинальных мощностей более трех. Объясняется это тем, что даже при небольших эксплуатационных перегрузках трансформатор меньшей мощности может оказаться сильно перегруженным в процентном отношении и особенно в том случае, если он имеет меньшее u_к.

Параллельная работа трансформаторов, принадлежащих к разным группам соединений, невозможна по той причине, что между их вторичными обмотками возникает напряжение, обусловленное углом сдвига ц между векторами вторичных напряжений.

Уравнительный ток I_у2 определяется по формуле

где ц - угол сдвига векторов вторичных напряжений трансформаторов; I_ном1 и I_ном2 - номинальные токи первого и второго трансформаторов.

Пример. Определить уравнительный ток, предположив, что на параллельную работу были ошибочно включены два трансформатора, имеющих одинаковые технические данные I_ном1 = I_ном2 =I_hom; u_k1 =u_к2=u_к), при наличии сдвига векторов линейных напряжений вторичных обмоток на угол 60° (например, при группах соединений У/Д-11 и У/Д-1).

Решение. Уравнительный ток будет иметь значение



Если предположить, что u_к=7,5, то уравнительный ток достигнет почти семикратного номинального значения. Поэтому параллельная работа трансформаторов, принадлежащих к разным группам соединений обмоток, невозможна.

О схемах и группах соединения обмоток. Обмотки трехфазных трансформаторов соединяют по различным схемам. Наиболее распространенными являются соединения в звезду и треугольник. При этих соединениях возможно получение 12 разных групп со сдвигом векторов линейных напряжений вторичных обмоток по отношению к одноименным векторам линейных напряжений обмоток ВН через каждые 30°. Основными группами в схемах У/Д является 11-я группа, а в схемах У/У - нулевая группа. Остальные группы будут производными от основных.

Рисунок 78 Схема соединения обмоток силовых трехфазных трансформаторов и автотрансформаторов:

а - двухобмоточных трансформаторов; б - трехобмоточных трансформаторов; в -. трехобмоточных автотрансформаторов

На рис. 78 приведены схемы и группы соединений обмоток трансформаторов и автотрансформаторов по ГОСТ 11675-75. Однако при изготовлении трансформаторов или нарушении технологии их ремонта могут быть получены группы соединения обмоток, отличающиеся от стандартных. Получение той или иной группы соединений зависит от направления намотки обмоток, последовательности соединения между собой зажимов фазных обмоток, маркировки начал и концов обмоток. Перемаркировка вводов трансформатора и перестановка местами фаз (изменение чередования фаз подводимого к обмоткам напряжения) не исключены при монтажных и ремонтных работах. Поэтому при приемке в эксплуатацию новых трансформаторов, а также после их капитального ремонта, если производилась смена обмоток, проверяются группы соединений трехфазных трансформаторов и полярность вводов однофазных трансформаторов.

Проверка группы соединения обмоток производится при помощи фазометра, универсального фазоуказателя или гальванометра.

Рисунок 79 Проверка группы соединения при помощи фазометра

Схема включения четырехквадрантного однофазного фазометра показана на рис. 79. К первичной обмотке трансформатора подводится пониженное напряжение, достаточное для работы фазометра. При этом показание фазометра будет соответствовать углу сдвига между подведенным напряжением и напряжением вторичной обмотки, т. е. группе соединения обмоток трансформатора. Фазоуказатель, например, типа Э-500/2 подсоединяется по схеме, приведенной на рис. 80

Рисунок 80 Проверка группы соединения при помощи фазоуказателя типа Э-500/2

Проверка полярности обмоток у однофазных трансформаторов и групп соединения (выполненных на заводе) у трехфазных трансформаторов при помощи гальванометра показана на рис. 81. Сущность этого способа заключается в следующем. К обмотке ВН подводится постоянный ток от аккумуляторной батареи 2-4В. В момент замыкания рубильника К в обмотке НН будет индуктироваться ЭДС, направление которой определяется гальванометром Г₂. Если обмотки трансформатора намотаны одинаково по отношению к началам А и а, стрелки обоих гальванометров отклонятся от нуля в одном направлении, которое условно принимается положительным и обозначается знаком плюс.

Рисунок 81 Проверка полярности обмоток однофазного трансформатора (а) и группы соединения обмоток трехфазного трансформатора (б) при помощи гальванометра

При разных направлениях намотки показание гальванометра Г₂ будет противоположным показанному на рис. 78. Это отклонение обозначается знаком минус. При проверке трехфазного трансформатора (рис. 81, б) производится девять измерений. Питание подводится поочередно к зажимам АВ, ВС и СА и каждый раз отмечается отклонение гальванометра, присоединяемого к зажимам ab, be и са. Результаты наблюдений сравниваются с табл. 10, в которой приведены в качестве примера данные только для стандартных групп 0 и 11.



Таблица 10. Отклонение гальванометра при определении группы соединений методом постоянного тока

Питание подключено к зажимам	Отклонение гальванометра, присоединенного к зажимам
	ab	bс	са	аb	bс	са
	Группа 0	Группа 11
АВ	+	--	--	+	0	--
ВС	--	+	-	-	+	0
СА	-	-	+	0	_	+

Если проверкой будет установлено, что трансформатор имеет не предполагаемую, а другую группу соединений, то практически имеется возможность изменять некоторые группы соединений, не делая никаких пересоединений и перепаек обмоток внутри трансформатора. Например, при круговой перемаркировке зажимов основные группы превращаются в их производные, имеющие одноименные напряжения, сдвинутые по фазе на 120 или 240°. Поэтому на параллельную работу можно включать трансформаторы основной и производной групп после соответствующего пересоединения ошиновки на зажимах согласно табл. 11.

Таблица 11. Круговая перемаркировка зажимов обмоток НН при включении на параллельную работу трансформаторов с основной (Т1) и производной (Т2) группами

Группа соединений трансформаторов Т1 и Т2	Зажимы обмоток, соединяемые между собой	Группа соединений трансформаторов Т1 и Т2	Зажимы обмоток, соединяемые между собой
	Обмотки ВН Т1-Т2	Обмотки НН Т1-Т2		Обмотки ВН Т1-Т2	Обмотки НН Т1-Т2
0 и 4	А-А В-В С-С	а-с b-а с-b	11 и 3	А-А В-В С-С	а-с b-а с-b
0 и 8	А-А В-В С-С	а-b b-с с-а	11 и 7	А-А В-В С-С	а-b b-с с-а



Перестановки местами двух фаз одновременно на стороне ВН и НН также позволяют включать на параллельную работу трансформаторы с разными группами соединений, если при этом во всех контурах, образуемых фазами обмоток, сумма ЭДС получается равной нулю. Например, для включения трансформатора группы 11 параллельно с трансформаторами групп 5 и 1 достаточно у последних перемаркировать зажимы ВН и НН согласно табл. 12 и соединить между собой одноименные зажимы.

Таблица 12. Двойная перемаркировка зажимов обмотки ВН и НН трансформаторов групп 5 и 1 при включении на параллельную работу с трансформатором группы 11

Группа соединений трансформаторов	Зажимы обмоток, соединяемые между собой
	Обмотки ВН	Обмотки НН
11 и 5	А-А, (С), (В) В-С, (В), (А) С-В, (А), (С)	а-с, (b), (а) b-b, (а), (с) с-а, (с), (b)
11 и 1	А-А, (С), (В) В-С, (В), (А) С-В, (А), (С)	а-а, (с), (b) b-с, (b), (а) с-b, (а), (с)

«Фазировка трансформаторов»

Независимо от проверки группы соединения обмоток включение трансформатора на параллельную работу после монтажа, капитального ремонта, а также при изменениях в схемах его подсоединения допускается только после проведения фазировки. Фазировка состоит в определении одноименности фаз, соединяемых между собой. Очевидно, что при этом необходимо убедиться в отсутствии напряжения между парами зажимов вторичных обмоток, включаемых на одни шины. В установках до 380 В для контроля отсутствия напряжения применяются вольтметры. В установках высокого напряжения - специально приспособленные указатели напряжения или вольтметры, подключаемые к трансформаторам напряжения.

Различают прямые и косвенные методы фазировки. При прямом методе фазировка производится на том напряжении, на котором в дальнейшем будет произведено включение трансформаторов. Прямые методы наглядны, но применяют их при номинальном напряжении вторичных обмоток не выше 110 кВ. Косвенные методы, при которых фазировка производится на вторичном напряжении трансформаторов напряжения, не так наглядны, как прямые, но более безопасны для персонала.

Рисунок 82 Схема фазировки двух трансформаторов с заземленной нейтралью прямым методом

На рис. 82 показана схема фазировки двух трансформаторов прямым методом при помощи вольтметра. Перед фазировкой вольтметром проверяют наличие нормального напряжения между зажимами каждого трансформатора, после чего производят замеры по фазировке. Для этого один конец измерительного прибора присоединяют к одному из зажимов вторичной обмотки трансформатора, например зажиму а, а вторым поочередно касаются трех зажимов вторичной обмотки другого трансформатора. Так производят три замера напряжений между зажимами а₁а₂, а₁ b₂, а₁с₂. При тождественности групп соединений и правильно присоединенной ошиновке один из этих замеров должен быть нулевым. Затем производят замеры напряжений между зажимами b₁b₂, b₁c₂ и c₁c₂. По окончании замеров зажимы, между которыми получились нулевые показания, соединяют для осуществления параллельной работы трансформаторов. Если после первых трех измерений (а₁а₂, a₁b₂, a₁c₂) ни одно показание вольтметра не было равно нулю, то это указывает на наличие сдвига по фазе напряжений одного трансформатора относительно другого и, следовательно, невозможность их параллельного включения.

Рисунок 83 Схема фазировки трансформатора 110/10 кВ косвенным методом на зажимах вторичных обмоток трансформаторов напряжения

Косвенные методы фазировки применяются на подстанциях с двумя системами шин с помощью трансформаторов напряжения, подключенных к шинам. Для этого фазируемый трансформатор с вторичной стороны включается на резервную систему шин, не имеющую напряжения, а все работающие трансформаторы и линии в это время находятся на другой (рабочей) системе шин (рис. 83). Напряжение для фазировки на фазируемый трансформатор и резервную систему шин подается включением трансформатора со стороны обмотки ВН. Фазировка производится на зажимах НН трансформаторов напряжения, принадлежащих рабочей и резервной системам шин. При несовпадении фаз производят их перестановку. При совпадении фаз трансформаторы замыкают на параллельную работу включением шиносоединительного выключателя. Для того чтобы быть уверенным в совпадении фаз самих трансформаторов напряжений, их предварительно фазируют между собой при включенном шиносоединительном выключателе.

Фазировку трехобмоточных трансформаторов производят в два приема. Сначала включают трансформатор со стороны ВН и производят его фазировку со стороны НН. При совпадении фаз трансформатор отключают со стороны НН и включают на резервную систему шин со стороны СН и вновь производят фазировку на этом напряжении. После получения необходимых результатов при обеих фазировках трансформатор считается сфазированным и его включают на параллельную работу тремя обмотками.

«Экономический режим работы трансформаторов»

На подстанциях с двумя и более трансформаторами в зависимости от суммарной нагрузки экономически целесообразно иметь на параллельной работе такое число трансформаторов, при котором КПД каждого из них приближается к максимальному значению. На покрытие потерь от передачи реактивной мощности затрачивается активная мощность. Поэтому при определении наиболее выгодного по потерям числа параллельно включенных трансформаторов реактивные потери переводят в активные путем умножения на экономический коэффициент К_э. Он показывает потери активной мощности в киловаттах, связанные с производством и распределением 1 квар реактивной мощности. Средние значения коэффициента К_э для различных трансформаторов приведены ниже:

Трансформаторы: К_э повышающие и с. н. станции 0,02 в сетях 6-10 кВ, питающиеся от шин генераторного напряжения станций 0,06

В районных сетях 35-110 кВ 0,08

В районных сетях 35-ПО кВ при наличии на шинах 6-10 кВ синхронных компенсаторов 0,04

В распределительных сетях 6-10 кВ 0,12

Учитывая сказанное, на подстанциях с трансформаторами одинаковых конструкции и мощности число одновременно включенных трансформаторов можно определить следующими неравенствами:

при возрастании нагрузки к n параллельно работающим трансформаторам выгодно подключить еще один трансформатор, если

при снижении нагрузки, наоборот, целесообразно отключить один из трансформаторов, если

где УS - полная нагрузка подстанции, кВ•А; S_ном - номинальная мощность одного трансформатора, кВ•А; n - число параллельно включенных трансформаторов; Р_х - активные потери XX, кВт; Р_к - активные потери КЗ, кВт; Q_c - реактивные потери XX квар; Q_M - реактивные потери КЗ, квар.

Реактивные потери в стали можно вычислить по формуле

Реактивные потери КЗ вычисляются по формуле

1 - для трансформатора Т1; 2 - для Т2; 3 - для двух трансформаторов

Рисунок 84 Кривые приведенных потерь трансформаторов

Если установленные трансформаторы неоднотипны или различны по мощности, для выбора экономического режима их работы пользуются кривыми приведенных потерь. Допустим, что на подстанции установлены два трансформатора Т1 и Т2, причем номинальная мощность второго больше номинальной мощности первого. Для каждого из них строится кривая приведенных потерь (рис. 84) на основании уравнения

где Р^/ - приведенные потери, кВт; S - действительная нагрузка, кВ-А; S _ном - номинальная мощность трансформатора, кВ•А.

Кривая приведенных потерь двух параллельно включенных трансформаторов при распределении нагрузки между ними пропорционально номинальным мощностям строится на основании следующего уравнения:

Из рис. 84 видно, что в целях уменьшения потерь при увеличении нагрузки выгодно в точке А включить в работу Т2 вместо Т1, а в точке Б следует включить в работу оба трансформатора.

«Защита трансформаторов от перенапряжении»

Защита изоляции трансформаторов от атмосферных и коммутационных перенапряжений осуществляется вентильными разрядниками. Применяются разрядники серий РВРД, РВМК, РВМГ, РВМ и др. На подстанциях до 220 кВ их обычно устанавливают на шинах или на присоединениях трансформаторов. На подстанциях 330 кВ и выше вентильные разрядники обязательно устанавливаются на каждом присоединении трансформатора, причем как можно ближе к трансформатору, чтобы повысить надежность грозозащиты и уберечь его от возможных коммутационных перенапряжений.

Вентильными разрядниками защищают от перенапряжений незаземленные нейтрали трансформаторов110-220 кВ. Это вызвано тем, что в настоящее время все трехфазные трансформаторы110-220 кВ выпускаются со сниженной изоляцией нейтрали (по сравнению с классом изоляции линейного ввода). Так, у трансформаторов 110 кВ с регулированием напряжения под нагрузкой уровень изоляции нейтрали соответствует стандартному классу напряжения 35 кВ, что обусловливается включением со стороны нейтрали устройств РПН с классом изоляции 35 кВ. Трансформаторы 220 кВ также имеют пониженный уровень изоляции нейтрали. Во всех случаях это дает значительный экономический эффект и тем больший, чем выше класс напряжения трансформатора.

Между тем на разземленных нейтралях таких трансформаторов могут появляться перенапряжения при однофазных КЗ в сети. Они могут оказаться под воздействием повышенных напряжений промышленной частоты при неполнофазных режимах коммутации ненагруженных трансформаторов. Для защиты разземленных нейтралей трансформаторов применяются вентильные разрядники на номинальное напряжение, соответствующее классу изоляции нейтрали.

Неиспользуемые в эксплуатации (длительно неприсоединяемые к сети) обмотки трансформаторов низшего (среднего) напряжения обычно соединяются в треугольник (или звезду) и защищаются от перенапряжений вентильными разрядниками. Перенапряжения в неиспользуемых обмотках появляются в результате воздействия грозовых волн на обмотку ВН и перехода их на обмотку НН (СН) через емкость или индуктивность между обмотками. Для защиты неиспользуемой обмотки к вводу каждой ее фазы присоединяется вентильный разрядник. В нейтрали звезды также устанавливается вентильный разрядник.

С переходом волн с одной обмотки на другую связывают также появление опасных для изоляции перенапряжений на отключаемой выключателем (или неиспользуемой) обмотке автотрансформатора. Чтобы избежать повреждений, изоляцию обмоток автотрансформаторов защищают вентильными разрядниками, устанавливаемыми на всех обмотках, имеющих между собой автотрансформаторную связь. Разрядники подключаются к соединительным шинам жестко, без разъединителей.

Вентильные разрядники всех напряжений должны, как правило, постоянно находиться в работе в течение всего года. Их периодически осматривают. При осмотрах обращается внимание на целость фарфоровых покрышек, армировочных швов и резиновых уплотнений. Поверхность фарфоровых покрышек должна содержаться в чистоте. Грязь на поверхности покрышек искажает распределение напряжения вдоль разрядника, что может привести к его перекрытию.

Наблюдение за срабатыванием вентильных разрядников ведется по специальным регистрам. Они включаются последовательно в цепь разрядник - земля, и через них проходит импульсный ток, приводящий к срабатыванию регистра.

В процессе эксплуатации вентильных разрядников выполняются измерения мегомметром их сопротивления, а также тока проводимости при выпрямленном напряжении.

Необходимость капитального ремонта вентильных разрядников определяется по результатам испытаний и осмотров.

«Эксплуатация трансформаторных масел»

Трансформаторным (изоляционным) маслом заполняются баки силовых трансформаторов и реакторов, масляных выключателей, измерительные трансформаторы и вводы.

Масло в трансформаторах и реакторах используется в качестве охлаждающей среды и изоляции. В масляных выключателях оно выполняет роль дугогасящей среды и изоляции токоведущих частей.

На станциях и подстанциях находят применение масла различных марок, выпускаемые по стандартам и техническим условиям. Масла различных марок существенно отличаются по своим диэлектрическим свойствам, поэтому каждое из них предназначается для заливки в оборудование определенных классов напряжения.

Масла разделяют на две группы: содержащие антиокислительные присадки (ингибированные) и не содержащие их(неингибированные). Ингибированное масло более стабильно. Оно не оказывает вредного влияния на твердую изоляцию трансформаторов.

В эксплуатации принято делить масло на свежее, регенерированное, чистое сухое, эксплуатационное и отработанное. Запасы этих масел содержатся раздельно в специальных баках.

Отбор проб и испытания масла. В процессе эксплуатации масло загрязняется механическими примесями, увлажняется, в нем накапливаются продукты окисления. При этом масло теряет свои электроизоляционные свойства, в результате чего снижается сопротивление изоляции оборудования. Масло окисляется под влиянием кислорода воздуха. Активность кислорода усиливается в присутствии влаги, попадающей в масло извне. Окислению способствует высокая температура, солнечный свет, присутствие металлов (особенно меди и ее сплавов), являющихся катализаторами окисления. Чем больше продуктов старения в масле, тем хуже его свойства. Поэтому большое значение приобретает систематическое наблюдение за состоянием масла в трансформаторах и аппаратах. Наблюдение ведется путем отбора проб и проведения лабораторных испытаний. При обнаружении изменения показателей по сравнению с установленными нормами принимаются меры по восстановлению утерянных маслом свойств. Это достигается очисткой, осушкой и регенерацией масла. Отбор проб производится в сухую погоду в промытые и хорошо просушенные стеклянные банки вместимостью 0,5 и 1 л.

Различают три вида испытаний изоляционных масел: испытание на электрическую прочность, сокращенный анализ, полный анализ.

Полному анализу подвергаются масла на нефтеперегонных заводах, а также масла после регенерации.

Для эксплуатационного масла, находящегося в работе (залитого в оборудование), проводятся сокращенный анализ и испытание его электрической прочности. Масло должно удовлетворять следующим показателям качества: кислотное число - не более 0,25 мг КОН/г; содержание водорастворимых кислот и щелочей - не более 0,014 мг КОН/г для трансформаторов мощностью более 630 кВ•А и для герметичных маслонаполненных вводов, для негерметичных вводов напряжением до 500 кВ - 0,03 мг КОН/г; отсутствие механических примесей; падение температуры вспышки по сравнению с предыдущим анализом не более 5°С; взвешенный уголь в масле выключателей - не более одного балла; электрическая прочность масла (пробивное напряжение) для трансформаторов, аппаратов и вводов;

Напряжение трансформатора, аппарата, ввода, кВ

До 15 15-35 60-220 330-500 750

Наименьшее пробивное напряжение, кВ

20 25 35 45 55

Кроме того, свежее трансформаторное масло, поступающее с завода и предназначенное для заливки в оборудование, дополнительно проверяется на стабильность, тангенс угла диэлектрических потерь и натровую пробу.

Масло из трансформаторов с пленочной защитой при эксплуатации проверяется также на влагосодержание и газосодержащие, а из трансформаторов с азотной защитой - только на влагосодержание.

Масло из баковых выключателей 110 кВ и выше в процессе эксплуатации испытывается на пробивное напряжение, содержание механических примесей и взвешенного угля после выполнения ими предельно допустимого числа коммутаций тока КЗ.

Сокращенный анализ масла проводится в следующие сроки:

масло из силовых трансформаторов мощностью более 6300 кВ-А и напряжением 6 кВ и выше, из измерительных трансформаторов напряжением выше 35 кВ и негерметичных маслонаполненных вводов - не реже 1 раза в 3 года;

из герметичных вводов - при повышенных значениях угла диэлектрических потерь вводов;

из силовых трансформаторов - при срабатывании газового реле на сигнал.

Проверка масла из масляных выключателей производится при капитальном, текущем и внеплановом ремонтах.

Очистка и сушка масла. Масло, не удовлетворяющее нормам на электрическую прочность в связи с его увлажнением или загрязнением механическими примесями, подвергается центрифугированию.

Центрифугированием масло очищается не от всех загрязнений. Легкие волокна, частицы взвешенного угля, смолистые вещества остаются в масле вследствие небольшой разницы плотностей масла и примесей. Более глубокая очистка достигается при применении фильтр-пресса. При фильтровании масло под давлением 0,4-0,6 МПа продавливается насосом через пористую среду (бумагу) с большим количеством капилляров, задерживающих в себе частички воды и примесей размером более 10-15 мкм.

Экономичным и совершенным способом является сушка масла распылением в вакууме. Сущность метода заключается в том, что в специальной вакуумной камере производится тонкое распыление увлажненного масла. Образующиеся при этом пары воды отсасываются вакуумным насосом, а осушенное масло выпадает в виде капель на дно камеры.

Получил распространение способ сушки масла при помощи синтетического цеолита. По составу цеолиты являются водными алюмосиликатами кальция или натрия. Цеолиты содержат огромное количество пор, имеющих размеры молекул. При пропускании сырого масла через слой высушенного цеолита молекулы воды поглощаются его порами и удерживаются в них. Устройство цеолитовой установки показано на рис. 85. Для осушки эксплуатационного масла требуется примерно 0,1-0,2% цеолита от массы масла.

1- маслонасос; 2 - маслоподогреватель; 3 - фильтр механической очистки; 4 - цеолитовый фильтр-адсорбер; 5 - манометр; 6 - расходомер

Рисунок 85 Схема цеолитовой установки для сушки масла

Регенерация - это восстановление окисленного масла, т. е. удаление из него продуктов старения. На практике обычно сталкиваются с регенерацией эксплуатационных масел с кислотным числом, не превышающим 0,3-0,4 мг КОН/г. Для восстановления таких масел применяют методы, основанные на использовании различного рода адсорбентов. Восстанавливающие свойства адсорбентов в их способности поглощать продукты старения, содержащиеся в масле. Применяются искусственные и естественные адсорбенты. Из искусственных употребляются крупнопористый силикагель сорта КСК (крупный силикагель крупнопористый) и окись алюминия. Из числа естественных чаще других используется отбеливающая земля - «зикеевская опока». Естественные адсорбенты дешевле искусственных, но и менее эффективны по своей активности.

1 - корпус адсорбера; 2 - вход масла; 3 - перфорированное дно с сеткой; 4 - зернистый адсорбент; 5 - фильтрующее устройство; 6 - выход масла; 7 - кран для выпуска воздуха; 8 - цапфы для поворота корпуса

Рисунок 86 Передвижной адсорбер для регенерации масла

Восстановление масел происходит в процессе фильтрации его через слой зерен адсорбента. Для этого адсорбент помещается в специальный аппарат - адсорбер (рис. 86), через который насосом прокачивается масло. Пропуск масла контролируется расходомером и составляет 250- 360 л/ч.

Передвижные адсорберы используются для очистки масла, сливаемого из оборудования во время ремонта, а также в работающем оборудовании, находящемся под напряжением (рис. 87). В последнем случае регенерация ведется под постоянным наблюдением персонала, так как возможны колебания уровня масла в действующем оборудовании, а их нельзя допускать.

1- трансформатор; 2 - подогреватель; 3 - адсорбер; 4 - фильтр-пресс

Рисунок 87 Схема установки для регенерации масла в трансформаторе, находящемся в работе

Зернистые адсорбенты, потерявшие активность, восстанавливаются в особых камерах продувкой воздухом, нагретым до 200 °С.

Предохранение масла от увлажнения и окисления. Выше были рассмотрены способы поддержания электрической прочности и химических показателей эксплуатационных масел в пределах установленных норм путем периодической очистки и сушки. Чтобы снизить эксплуатационные расходы по уходу за маслом, целесообразно защитить масло, залитое в оборудование и хранящееся в резерве, от увлажнения и накопления в нем продуктов окисления. Для предохранения масла от влаги и загрязнений воздуха применяются воздухоосушительные фильтры, устройство и установка которых на трансформаторе показана на рис. 90.

1-труба для присоединения воздухоосушителя; 2 - стенка бака; 3 - соединительная гайка; 4 - смотровое окно патрона с индикаторным силикагелем; 5 - масляный затвор; 6 - указатель уровня масла в затворе

Рисунок 90 Воздухоосушитель

В нижней части фильтра помещен масляный затвор 5, работающий по принципу двух сообщающихся сосудов. Он очищает проходящий через него воздух от механических примесей. В верхней части фильтр снабжен патроном с голубым индикаторным силикагелем. Действие фильтра состоит в следующем. С понижением температуры трансформатора объем масла в нем уменьшается. При этом порция атмосферного воздуха засасывается в трансформатор через масляный затвор. Проходя через слой силикагеля, атмосферный воздух осушается и попадает в расширитель трансформатора. При нагревании трансформатора, когда масло начинает оказывать давление на воздушную подушку, процесс проходит в обратном порядке. Об увлажнении силикагеля свидетельствует изменение цвета индикаторного силикагеля из голубого в розовый.

Одним из способов защиты масла в силовых трансформаторах от окисления является применение термосифонных фильтров, которые представляют собой металлические цилиндры, заполненные адсорбентом, непрерывно поглощающими продукты окисления масла. Термосифоны присоединяют к трансформаторам так же, как радиаторы охлаждения. У трансформаторов с охлаждением ДЦ и Ц их крепят у выносных охладителей. Масло в термосифоне перемещается сверху вниз. В качестве адсорбента применяется силикагель марки КСК или активная окись алюминия с зернами 2,7-7 мм. Расчетная емкость термосифона составляет 2% объема масла в баке, расширителе и охладителях трансформатора. Подключение термосифона производят к трансформаторам со свежим маслом - это дает наилучшие результаты. Адсорбент заменяют, когда кислотное число масла станет равным 0,1-0,15 мг КОН/г.

Лучшим способом защиты масла в трансформаторах от окисления является устранение прямого контакта масла с атмосферным воздухом и влагой, что может быть достигнуто герметизацией трансформаторов и заменой воздуха над поверхностью масла инертным газом, например азотом. Две принципиальные схемы конструктивного выполнения азотной защиты приведены на рис. 91. При схеме на рис. 91, а объем азотной подушки выбирается равным примерно 15% объема залитого масла.

Для обеспечения выхлопа газа из бака при повреждении внутри трансформатора все герметизированные трансформаторы снабжаются механическими реле давления, срабатывающими при повышении давления в баке до 75 кПа.

1 - бак трансформатора; 2 -эластичный резервуар; 3 - козлы для подвешивания резервуара;

а - система с переменным давлением азота над поверхностью масла; б - система с нормальным атмосферным давлением азота с применением эластичного резервуара

Рисунок 91 Схемы конструктивного выполнения азотной защиты масла в трансформаторах

В схеме, представленной на рис. 91, б, пространство над маслом в расширителе соединено трубкой с эластичным резервуаром из химически стойкого и газонепроницаемого материала. Система заполнена постоянным количеством азота, давление которого сохраняется равным атмосферному давлению при любом режиме работы трансформатора. При нагреве трансформатора уровень масла в расширителе поднимается и азот, заполняющий его, переходит в эластичный резервуар, объем которого увеличивается. При охлаждении трансформатора уровень масла в нем понижается, азот выходит из эластичного резервуара и занимает пространство в расширителе, освободившееся при сжатии масла. При этом стенки эластичного резервуара опадают.

На подстанциях с двумя и более трансформаторами применяются схемы групповой азотной защиты с подпиткой их от одного эластичного резервуара.

При монтаже азотной защиты на трансформаторе производится тщательное уплотнение отдельных его узлов и соединений в пространстве над маслом. Герметичность соединений проверяется опрессовкой системы азотом при давлении 50 кПа. Масло в трансформаторе дегазируется (удаляется кислород) и азотируется (насыщается азотом). Дегазация производится распылением масла под вакуумом или путем замещения кислорода азотом при помощи продувок.

Эксплуатация силовых трансформаторов с азотной защитой мало чем отличается от эксплуатации обычных трансформаторов. По внешнему состоянию эластичного резервуара ведется контроль за состоянием газоплотности системы. Два раза в год из эластичных резервуаров отбираются пробы газа на содержание кислорода. Подпитку азотом производят по мере его расхода (утечки). Доливка масла в трансформатор производится через нижний кран с помощью специального приспособления, исключающего попадание воздуха в трансформатор.

В настоящее время устройствами азотной защиты масла оборудуются и маслонаполненные вводы, особенно на напряжении 330 и 500 кВ.

Пленочная защита. Она основана на герметизации масла подвижной эластичной пленкой, помещаемой в расширитель трансформатора и изолирующей масло в расширителе от прямого контакта с атмосферным воздухом. При температурных колебаниях объема масла в трансформаторе эластичная пленка всегда остается прижатой к поверхности масла в расширителе, поднимаясь при увеличении объема масла и опускаясь при его уменьшении.

Антиокислительные присадки. Свежее, нормально очищенное масло содержит смолы, являющиеся естественными антиокислителями; масло, регенерированное адсорбентами, утрачивает их. В эксплуатации повышение стабильности регенерированных масел достигается совместным применением термосифонных фильтров и специальных антиокислительных присадок.

В Советском Союзе в качестве антиокислителей широко использовался ионол, амидопирин и другие вещества. Ионол, будучи введенным в масло в количестве, равном 0,2% массы масла, эффективно задерживает окисление. Вместе с тем он не извлекается из масла адсорбентами. Ионол практически полностью предотвращает образование осадка в хорошо очищенных маслах. Амидопирин подобно ионолу задерживает образование кислот и осадка увеличивает срок службы примерно в 2-3 раза. Однако при введении в масло амидопирина термосифонные фильтры загружают только окисью алюминия, так как силикагель обладает способностью адсорбировать амидопирин.

Защита масла во вводах. Для защиты от увлажнения масла во вводах применяются масляные затворы. Конструктивно их выполняют в виде цилиндра, разделенного на две части цилиндрической перегородкой, имеющей снизу отверстия для перетока масла из одной части в другую. Маслом заполняют менее половины цилиндра. Оно не имеет прямого контакта с маслом во вводе. Сверху воздушное пространство одной части затвора сообщается с воздушной подушкой в расширителе ввода, другой части - с атмосферой. Все температурные колебания объема масла и давления во вводе компенсируются изменением уровней запирающей жидкости в цилиндре затвора. Масляные затворы не устраняют, а лишь ограничивают влагообмен между маслом затвора, воздухом расширителя и маслом ввода. Более эффективной мерой предохранения масла является оснащение вводов с масляными затворами еще и воздухоосушителями.

На рис. 92 показана головка маслонаполненного ввода с масляным затвором и воздухоосушителем. Средством, исключающим контакт масла с атмосферным воздухом и тем самым длительно обеспечивающим сохранение им высоких электроизоляционных свойств, является полная герметизация вводов.

1 - масло во вводе; 2 - трубка масляного затвора; 3 - масло в затворе; 4 - поддон; 5 - трубка воздухоосушителя; 6 - масляный затвор воздухоосушителя; 7 - стеклянная трубка; 8 - зерна силикагеля; 9 - сетка

Рисунок 92 Головка маслонаполненного ввода

Вопросы для повторения

Какие функции выполняет магнитопровод трансформатора?

Для чего и как заземляют магнитопровод трансформатора?

Какие требования предъявляют к обмоткам трансформаторов?

В какой последовательности вводится в работу оборудование масловодяного охлаждения?

В чем состоит обслуживание систем охлаждения масляных трансформаторов?

Чем отличается устройство РПН с реактором от РПН с резисторами?

7.В чем заключается обслуживание устройств ПБВ и РПН?

Возможно ли включение в работу трансформаторов с охлаждением ДП и Ц в зимнее время при температуре наружного воздуха ниже -25 °С?

Допускается ли перегрузка трансформаторов и автотрансформаторов?

В каких пределах допускается превышение напряжения на обмотках трансформаторов?

На что обращается внимание при осмотре трансформаторов?

Как проверить группу соединения обмоток трансформатора?

Какими методами выполняется фазировка трансформаторов?

Как осуществляется защита от перенапряжения заземленных нейтралей трансформаторов?

Каким показателям качества должно удовлетворять эксплуатационное трансформаторное масло?

Какими свойствами обладают цеолит и силикагель?

Назовите способы защиты трансформаторных масел от окисления и увлажнения.

Тема 2.4 Эксплуатация распределительных устройств

«Основные требования к распределительным устройствам и задачи их эксплуатации»

Распределительные устройства (РУ) станций и подстанций представляют собой комплекс сооружений и оборудования, предназначенный для приема и распределения электрической энергии. Основным оборудованием РУ являются коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины и др. Они бывают открытыми и закрытыми. Широкое распространение получили комплектные распределительные устройства (КРУ) для установки внутри помещений и непосредственно на открытом воздухе (КРУН).

К оборудованию и помещениям РУ всех напряжений предъявляются следующие основные требования:

оборудование РУ по своим паспортным данным должно удовлетворять условиям работы как при номинальном режиме, так и при КЗ. Аппараты и шины должны обладать необходимой термической и динамической стойкостью;

изоляция оборудования должна выдерживать возможные повышения напряжения при атмосферных и внутренних перенапряжениях;

все оборудование должно надежно работать при допустимых перегрузках;

помещения РУ должны быть безопасны и удобны при обслуживании оборудования персоналом при всех возможных режимах работы, а также при ремонте;

в помещениях РУ должны находиться защитные средства и средства тушения пожара. Окна в закрытых РУ должны быть, надежно закрыты, а проемы и отверстия в стенах заделаны для исключения возможного попадания в помещения животных и птиц. Кровля должна быть исправной;

температура и влажность воздуха в помещениях закрытых РУ должны поддерживаться такими, чтобы не увлажнялась изоляция. В закрытых температура не должна превышать 40 °С. Вентиляция помещений должна быть достаточно эффективной;

все помещения РУ должны иметь рабочее и аварийное электрическое освещение.

Задачами эксплуатации РУ являются:

обеспечение соответствия режимов работы РУ и отдельных цепей техническим характеристикам оборудования;

поддержание схемы РУ, подстанции, станции, обеспечивающей надежную работу оборудования и безотказную селективную работу устройств релейной защиты и автоматики;

обеспечение надзора и ухода за оборудованием и помещениями РУ, а также устранение в кратчайший срок неисправностей, так как развитие, их может привести к аварии;

своевременное производство испытаний и ремонта оборудования;

соблюдение установленного порядка и последовательности выполнения переключений в РУ.

С ростом нагрузки потребителей пропускная способность ранее установленного оборудования часто оказывается недостаточной. Проверка соответствия параметров оборудования изменяющимся условиям работы в энергосистемах производится систематически путем контроля наибольших нагрузок потребителей и сопоставления их с номинальными данными оборудования, а также путем расчета токов КЗ при включениях нового оборудования (турбо- и гидрогенераторов, трансформаторов) и изменениях схем электрических соединений. В случае выявления несоответствий производится модернизация оборудования или его замена, а также секционирование электрической сети; вводятся в работу автоматические устройства деления сетей для ограничения токов КЗ и т. д.

Надзор за работой оборудования выполняется при наружных осмотрах РУ дежурным и эксплуатационным персоналом.

«Эксплуатация комплектных распределительных устройств»

Комплектные распределительные устройства изготовляются заводами в стационарном или выкатном исполнений.. При стационарном исполнении оборудование внутри каждой ячейки КРУ встраивается неподвижно. При выкатном исполнении выключатели, секционные разъединители, измерительные трансформаторы напряжения размещают на выкатных тележках, которые можно перемещать внутри шкафа и выкатывать за его пределы.

Конструктивно все пространство в шкафах КРУ разделено металлическими перегородками на отсеки аппаратов высокого напряжения, сборных шин, релейной защиты, измерений и управления. Это сделано с целью локализации очагов аварий и удобства обслуживания.

В КРУ выкатного исполнения тележка выключателя в корпусе шкафа может занимать два фиксированных положения: рабочее и испытательное. В рабочем положении тележки выключатель находится под нагрузкой или под напряжением, если выключатель отключен. В испытательном положении тележки напряжение с выключателя снимается размыканием первичных разъединяющих контактов, заменяющих собой разъединители. При этом вторичные цепи могут оставаться замкнутыми и выключатель может быть опробован на включение и отключение. Для перемещения тележки из рабочего в испытательное положение и обратно предусмотрено механическое устройство доводки, облегчающее усилия, затрачиваемые при передвижении тележки, и обеспечивающее точное вхождение разъединяющих контактов при вкатывании тележки. Для ремонта выключателя тележка полностью выкатывается из шкафа (ремонтное положение).

Для защиты персонала от случайного прикосновения к токоведущим частям, находящимся под напряжением, в КРУ предусмотрена блокировка. В КРУ стационарного исполнения блокируются сетчатые двери ячеек, которые открываются только после отключения выключателя и разъединителей присоединения. В КРУ выкатного исполнения имеются автоматические шторки, закрывающие доступ в отсек неподвижных контактов при выкаченной тележке. Кроме того, имеется оперативная блокировка, исключающая возможность производства ошибочных операций.

При эксплуатации шкафов КРУ не допускаются принудительное деблокирование аппаратов и защитных ограждений, отвинчивание съемных деталей шкафов, поднятие и открытие шторок, препятствующих проникновению в отсек при наличии там напряжения.

Осмотры КРУ проводятся по графику: при постоянном дежурстве персонала - не реже 1 раза в 3 сут, а при обслуживании электроустановки оперативно-выездной бригадой - не реже 1 раза в месяц. При осмотре проверяются состояние выключателей, приводов, разъединителей, первичных разъединяющих контактов, блокировки; степень загрязненности и отсутствие видимых повреждений изоляторов; состояние вторичных цепей (зажимных рядов, гибких связей соединителей штепсельных разъемов, реле, измерительных приборов); действие кнопок управления выключателей, находящихся в испытательном положении.

Наблюдение за уровнем масла в выключателях и за оборудованием ведется через смотровые окна и сетчатые ограждения. Для осмотра сборных шин без снятия напряжения предусмотрены смотровые люки, закрытые защитной сеткой.

Проверяется работа сети освещения и отопления помещений и шкафов КРУ. Практикой установлено, что при эксплуатации КРУ наружной установки происходят повышение относительной влажности в шкафах (в отдельные периоды до 100%) и увлажнение поверхности изоляторов при резких перепадах температуры наружного воздуха, что приводит к перекрытию изоляции по загрязненной поверхности. Чтобы избежать подобных явлений, необходимо систематически очищать изоляцию от пыли и загрязнений.

Эффективным способом борьбы с увлажнением поверхности изоляторов является обмазка их гидрофобными пастами. Гидрофобное покрытие препятствует возникновению сплошных проводящих ток дорожек при загрязнении и увлажнении поверхности изолятора.

Для создания в шкафах микроклимата с относительной влажностью воздуха 60-70% необходимо следить за уплотнением дверей, днищ и мест стыковки шкафов; применять утепление стенок и дверей шкафов минераловатными плитами; оборудовать шкафы автоматическими устройствами электрообогрева, включаемыми при недопустимом повышении относительной влажности воздуха.

К особой группе комплектных распределительных устройств относятся устройства с элегазовой изоляцией КРУЭ.

Выбор элегаза (шестифтористая сера SF₆) не случаен. Чистый газообразный элегаз химически не активен, безвреден, не горит и не поддерживает горения, обладает повышенной теплоотводящей способностью и удачно сочетает в себе изоляционные и дугогасящие свойства. Электрическая прочность элегаза в 2,5 раза превышает прочность воздуха. Его электрические характеристики обладают высокой стабильностью. В эксплуатации элегаз не стареет и не требует ухода, как, например, масло.

Комплектуются КРУЭ из стандартных электрических элементов (выключателей, разъединителей, заземлителей, трансформаторов тока и напряжения, сборных шин), помещенных в герметизированные заземленные металлические оболочки, заполненные элегазом под давлением. Оболочки отдельных элементов соединяются между собой при помощи фланцев с уплотнениями из синтетического каучука, этиленпропилена и других материалов. Внутренние объемы оболочек некоторых элементов сообщаются между собой. В целом КРУЭ секционированы по газу (рис. 93).

1- регулятор плотности; 2 - подвод элегаза; 3 - разделительный изолятор; 4 и 5 - системы шин I и II; 6, 7 - шинные разъединители систем шин I и II; 8 - шиносоединительный выключатель; 9 - опорный изолятор; 10 - заземлитель; 11 - кабельная муфта; 12 - трансформатор тока; 13 - линейный разъединитель

Рисунок 93 Секционирование КРУЭ по газу

Каждая секция имеет свою контрольно-измерительную газовую аппаратуру.

Значение давления элегаза в КРУЭ выбирается с учетом создания необходимой электрической прочности. Так, для аппаратов напряжением 110 кВ при температуре 20 °С необходимый уровень электрической прочности в наиболее слабых местах обеспечивается при абсолютном давлении 0,25 МПа. В секциях выключателей элегаз обычно находится под большим давлением, чем в других секциях. В эксплуатации секции заполняют элегазом под давлением до 110% номинального. Утечки газа составляют менее 5% в год.

Давление в секциях контролируется по показаниям манометров или плотномеров при значительных колебаниях температуры окружающей среды.

Ошибочные операции в КРУЭ, как правило, исключены благодаря применению электрических и механических блокировок.

Положения коммутационных аппаратов проверяют по указателям положения, механически связанным с подвижными системами аппаратов. Предусмотрены также сигнализация лампами и возможность наблюдения за положением подвижных контактов через смотровые окна.

Обслуживание КРУЭ сводится главным образом к контролю за давлением в секциях и пополнению их элегазом. Герметизация КРУЭ полностью исключает необходимость периодических чисток изоляции. Такие элементы, как сборные и соединительные шины, вводы, измерительные трансформаторы, вообще не требуют ремонта. Интервалы между планово-предупредительными ремонтами коммутационных аппаратов, определяемые механической прочностью подвижных систем и свойствами деталей, подверженных старению, устанавливаются от 5 до 10 лет.

Перед демонтажем элементов для ремонта элегаз из секций удаляется при помощи специальных передвижных установок. Выше отмечалось, что элегаз не токсичен, но вместе с тем он и не поддерживает жизни. Поэтому при вскрытии элегазовых аппаратов внутренние объемы их предварительно проветриваются. При наличии на деталях и станках оболочек налета в виде белого или сероватого порошка - химических продуктов, образующихся в результате горения в элегазе дуги, его сметают щеткой или отсасывают пылесосом. Некоторые химические соединения этих продуктов токсичны. При работах принимаются меры для защиты дыхательных путей работающих от попадания порошка.

«Эксплуатация выключателей»

Выключатели служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах: включения и отключения токов нагрузки, токов КЗ, токов намагничивания трансформаторов, зарядных токов линий и шин. Наиболее тяжелым режимом для выключателя является отключение токов КЗ. При прохождении токов КЗ выключатель подвергается воздействию значительных электродинамических сил и высоких температур. Кроме того, всякое автоматическое или ручное повторное включение на неустранившееся КЗ связано с пробоем промежутка между сходящимися контактами и прохождением ударного тока при малом давлении на контакте, что приводит к их преждевременному износу. Для увеличения срока службы контакты выполняют из металлокерамики.

В конструкции выключателей заложены различные принципы гашения дуги и используются различные материалы гасящей среды (трансформаторное масло, сжатый воздух, элегаз, твердые газогенерирующие материалы и т. д.). Применяемые на станциях и подстанциях выключатели разделяют на следующие группы: масляные выключатели с большим объемом масла (серий ВМ, МКП, У, С); масляные выключатели с малым объемом масла (серий ВМГ, ВМП, МГГ, МГ, ВМК, ВГМ и др.); воздушные выключатели (серий ВВГ, ВВУ, ВВН, ВВБ, ВВБК, ВНВ), для воздушных выключателей напряжением от 110 до 1150 кВ характерен модульный принцип построения серии; электромагнитные выключатели серий ВЭМ; автогазовые и вакуумные выключатели; выключатели нагрузки.

Каждая из групп выключателей обладает определенными техническими характеристиками, указанными в каталогах, и имеет преимущества и недостатки, определяющие области их применения.

Масляные выключатели. Основными конструктивными частями масляных выключателей являются токоведущие и контактные системы с дугогасительными устройствами, изоляционные конструкции, вводы, корпуса (баки), передаточные механизмы и приводы; вспомогательные элементы (газоотводы, предохранительные клапаны, указатели уровня масла и положения выключателей).

В масляных выключателях серий МК, П, У, С и др. масло в баке служит для гашения дуги и для изоляции токоведущих частей от заземленных конструкций; в маломасляных выключателях серий ВМГ, МГГ, ВМК и др.-для гашения дуги и н_е обязательно для изоляции от земли частей, находящихся; под напряжением. Их баки специально изолируются от земли.

Гашение дуги в масляных выключателях обеспечивается воздействием на дугу дугогасящей среды - масла. Процесс сопровождается сильным нагревом и разложением масла и образованием газа (в первый момент в виде газового пузыря). В газовой смеси содержится до 70% водорода, что и определяет высокую дугогасящую способность масла, так как в водородной среде дугой отдается в десятки раз больше энергии, чем в воздухе. Быстрое нарастание давление в газовом пузыре до значений, намного превышающих атмосферное, способствует эффективной деионизации газового пространства между контактами выключателя.