Оптимизации режима работы системообразующей сети

60

660-613

9

110

143

513-515

7

110

68

657-658

11

110

124

129-136

6

110

240

316-517

15

110

79

114-129

11

110

151

136-110

4

110

359

619-646

23

110

92

619-609

21

110

56

646-647

16

110

96

122-123

92

110

193

122-140

127

110

210

450-413

11

110

186

124-502

16

110

435

124-140

57

110

244

647-602

9

110

100

602-660

8

110

151

602-657

10

110

150

602-653

16

110

118

170-173

32

110

43

173-172

15

110

454

117-131

9

110

170

1

2

3

4

191-173

22

110

147

105-125

7

110

145

105-131

18

110

115

105-137

12

110

169

192-173

27

110

112

128-151

9

110

126

502-519

12

110

96

502-520

51

110

150

127-128

9

110

197

110-116

9

110

90

110-191

38

110

115

106-127

5

110

214

109-117

8

110

223

109-137

9

110

189

109-192

29

110

108

601-605

20

220

268

На основании сравнительного анализа известных устройств поперечного регулировании выбираем двухтрансформаторную схему устройства, которое по совокупности технических характеристик и технико-экономических показателей наиболее подходит для практического применения (рисунок 1.3). Устройство включает [9]:

а) последовательный трансформатор;

б) возбуждающий трансформатор;

в) шунтирующий выключатель на 220 или 330 кВ, в зависимости от варианта установки;

г) выключатель на 10 кВ для отключения и включения возбуждающего трансформатора;

д) четыре разъединителя на 220 или 330 кВ;

е) разъединитель на 10 кВ;

ж) измерительные трансформаторы напряжения;

з) систему управления.

Устройство работает следующим образом. При отключенном состоянии устройства разъединители R₁, R₂, R₃ разомкнуты, выключатель Q₁ отключен, выключатель Q₂ включен. Перед включением устройства в работу устанавливается требуемое ответвление вторичных обмоток возбуждающего трансформатора с помощью устройства ПБВ или РНП и выбирается требуемое направление поперечной ЭДС с помощью выключателя К. Далее замыкаются контакты разъединителей R₁, R₂, R₃, отключается выключатель Q₂ и включается выключатель Q₁.



Рисунок 5.1 - Векторная диаграмма предлагаемого устройства

На входные зажимы устройства подается система напряжений U_A1, U_B1, U_C1 (рисунок 5.1). В первичных обмотках силового трансформатора наводится система ЭДС E_A, E_B, E_C. Система ЭДС E_a, E_b, E_c, соответствующая рабочим ответвлениям вторичных обмоток возбуждающего трансформатора, подается на вершины треугольника вторичных обмоток последовательного трансформатора, в которых наводится система ЭДС E_a1a2, E_b1b2, E_c1c2. В первичной обмотке последовательного трансформатора наводится система ЭДС E'_A, E'_B, E'_C, которая складывается с системой входных напряжений и дает на выходе напряжения U_A2, U_B2, U_C2. Если в процессе работы возникла необходимость изменения вводимой ЭДС E'_A, E'_B, E'_C, то отключением выключателя Q₁ снимается возбуждение с вторичной обмотки возбуждающего трансформатора, а включением выключателя Q₂ шунтируется вторичная обмотка последовательного трансформатора и далее производится переключение ответвлений устройством ПБВ или РПН во вторичной обмотке возбуждающего трансформатора. Для отключения устройства управления отключается выключатель Q₁, включается выключатель Q₂ и разъединителями R₁, R₂, R₃ устройство выводится из работы. Разъединители R₄, R₅ предназначены для вывода в ремонт выключателя Q₂ [7].

В пункте 3 были указаны десять ветвей, в которых предполагается установка ФСУ.

Определяем мощности ФСУ по следующей формуле:

где - максимальная мощность, проходящая по линии при установке ФСУ;

- угол сдвига фаз входного и выходного напряжений фазосдвигающего устройства;

- максимальный поперечный коэффициент трансформации.

Затем находим проходную ЭДС:

где - номинальное напряжение ветви.

Определяем мощность и ЭДС ФСУ для 601-605:

Аналогично ведем расчет для всех ветвей по (5.1) и (5.2), результаты сводим в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 - Выбор параметров ФСУ

Ветвь	, МВ.А		, МВ.А	, кВ	, кВ
601-605	124,90	0,08	9,99	17,60	220
110-191	23,60	0,03	0,71	3,30	110
191-173	29,97	0,03	0,90	3,30	110
173-172	94,34	0,05	4,72	5,50	110
124-502	89,81	0,06	5,30	6,60	110
511-520	15,65	0,06	0,94	6,60	110
641-666	11,66	0,06	0,70	6,60	110
310-19504	244,77	0,04	9,79	4,40	330

По рассчитанной мощности из ряда стандартных номинальных мощностей () выбираем ближайшую наибольшую мощность и заносим в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 - Мощности выбранных устройств

Ветвь	, МВ.А
601-605	10,0
110-191	2,5
191-173	1,0
173-172	1,0
124-502	6,3
511-520	1,0
641-666	1,0
310-19504	10,0

6. Защита и автоматика выбранных устройств и взаимодействие устройств с защитой и автоматикой в энергосистеме «Б»

6.1 Релейная защита вольтодобавочных трансформаторов

Для защиты вольтодобавочного трансформатора устанавливаются газовая защита, выполняемая по особой схеме максимальная токовая защита (МТЗ), дифференциальная защита (ДЗ) основного трансформатора или устанавливается дополнительно дифференциальная защита вольтодобавочного трансформатора [16]. Кроме того, устанавливаются, как и на силовых трансформаторах, следующие виды защит [17]:

- защита от сверх токов при внешних коротких замыканиях (КЗ);

- токовая отсечка;

- защита от перегрузки;

- специальная защита нулевой последовательности от однофазных КЗ на стороне НН (0,4 кВ);

Так как схемы этих защит не отличаются от схем применяемых на силовых трансформаторах, то в данном дипломном проекте они не рассматриваются.

а) МТЗ вольтодобавочного трансформатора.

Предусматривается МТЗ с торможением для защиты от КЗ в регулировочном трансформаторе и соединительной проводке между автотрансформатором и последовательным трансформатором. С целью уменьшения выдержки времени зона действия этой защиты ограничивается так, чтобы она не работала при КЗ в сети основного трансформатора.

МТЗ с торможением выполняется при помощи реле с магнитным торможением. Рабочая обмотка этого реле включается со стороны первичных выводов автотрансформатора, а тормозная - в цепь обмотки силового трансформатора.

Поток тормозной обмотки замыкается по крайним стержням магнитопровода вспомогательного трансформатора, не попадая в средний стержень, где расположена вторичная обмотка, питающая реле. Таким образом, тормозной поток только подмагничивает магнитопровод, ухудшая при больших токах трансформацию рабочего тока в цепь реле. При КЗ в автотрансформаторе подмагничивающее действие тормозной обмотки невелико, так как ток относительно мал, поэтому тормозная обмотка индуктирует во вторичной обмотке ток, достаточный для действия реле. При внешних КЗ ток в тормозной обмотке возрастает, вызывая насыщение магнитопровода, трансформация рабочего тока ухудшается, и реле не действует.

На броски намагничивающего тока, появляющегося при включении трансформатора, защита не реагирует вследствие насыщения магнитопровода.

б) Дифференциальная защита. Используется в качестве защиты основного трансформатора или устанавливаться самостоятельная ДЗ ВДТ.

На рисунке 6.1 представлена ДЗ, охватывающая основной и вольтодобавочный трансформаторы. Для надежной отстройки от токов небаланса при регулировании напряжения применяются дифференциальные реле с торможением.

Рисунок 6.1 - Дифференциальная защита, охватывающая основной и регулировочный трансформаторы

На рисунке 6.2 показана самостоятельная ДЗ последовательного трансформатора. Включить в зону действия этой защиты весь ВДТ не удается из-за того, что при нулевом положении подвижного контакта регулировочного автотрансформатора ток в автотрансформаторе и питающемся от него плече защиты отсутствует, в то время как во втором плече будет протекать ток силового трансформатора, в результате чего возможна неселективная работа защиты.

Рисунок 6.2 - Дифференциальная защита последовательного трансформатора

Для отстройки от намагничивающих токов и токов небаланса применяется дифференциальное реле с БНТ.

В зону рассматриваемой защиты входят выводы и обмотки последовательного трансформатора и обмотка звезды основного трансформатора. При наличии ДЗ последовательного трансформатора и токовой защиты ВДТ ДЗ может выполняться по схеме, представленной на рисунке 6.3. В этом случае защита не реагирует на повреждение в ВДТ, но при такой схеме соотношение токов в ее плечах не зависит от коэффициента трансформации регулировочного автотрансформатора.



Рисунок 6.3 - Дифференциальная защита, охватывающая только основной трансформатор

На рисунке 6.4 показана схема ДЗ последовательного трансформатора выбранного в разделе 5 устройства управления потоками активной мощности при установке на линии. При повреждении защита действует на отключение выключателей Q1 и Q2 в безтоковую паузу устройство отключается от сети, шунтируется выключателем Qш, затем выключатели Q1 и Q2 снова включаются. Для защиты возбуждающего трансформатора применимы те же защиты, как и для силовых трансформаторов.

Рисунок 6.4 - Схема дифференциальной защиты устройства, устанавливаемого на линиях электропередач

6.2 Выбор релейной защиты и автоматики ВДТ и согласование их работы с защитой и автоматикой в энергосистеме

Для защиты ВДТ от внутрибаковых повреждений устанавливается газовая защита. Для защиты от коротких замыканий устанавливается МТЗ (смотрите пункт а).

Для резервирования МТЗ устанавливается ДЗ основного трансформатора или устанавливается дополнительно ДЗ вольтодобавочного трансформатора, схема которой представлена на рисунках 6.1 и 6.4.

Для ВДТ необходимо установить автоматику, которая отключает его при отключении линии или трансформатора, в цепи которых он установлен.

В выбранной в разделе 5 настоящего дипломного проекта схеме двухтрансформаторного устройства (рисунок 1.2) также необходимо предусмотреть автоматику, не допускающую одновременно включенного положения выключателей Q1 и Q2. Так как при этом наводимая уравнительная мощность в цепи ВДТ замыкалась бы в нем самом и могла бы вызывать его разрушение.

7. Оценка эффективности применения устройств для оптимизации режима в системообразующей сети энергосистемы «б», технико-экономические показатели

Оценим экономическую эффективность установки выбранных устройств, для этого воспользуемся методикой изложенной в [18, 19].

Произведем расчет на примере линии 601-605. Считаем, что ФСУ состоит из возбуждающего трансформатора с номинальным напряжением 220 кВ и последовательного трансформатора с поперечной ЭДС 17,60 кВ.

Расчет производим по укрупненным показателям [18], стоимость трансформатора:

,

)

где А_т = 20 тыс. рос. руб.;

В_т = 1,43·10^-3 тыс. рос. руб./кВ²;

С_т = 0,866 тыс. рос. руб./МВ·А - коэффициенты аппроксимации;

U_ном - высшее номинальное напряжение трансформатора, кВ;

S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВ^.А.

Стоимость возбуждающего трансформатора:

тыс. рос. руб.

Для определения стоимости проходного трансформатора в (7.1) подставляем вместо значение :

тыс. рос. руб.

Считаем, что коэффициенты аппроксимации выражены в российских ценах 1991 года. Осуществим перевод в белорусские цены 2004 года. Для этого воспользуемся переводными коэффициентами, представленными в [19] и обменным курсом российского рубля, по данным Национального банка Республики Беларусь на 31.12.04. 1 российский рубль = 77,91 белорусских рублей.

В белорусских ценах стоимости трансформаторов:

тыс. бел. руб.,

тыс. бел. руб.

Стоимость ячейки выключателя [18]:

,

где тыс. рос. руб. и тыс. рос. руб/кВ² - коэффициенты аппроксимации.

тыс. рос. руб.

Аналогично переводим на цены в белорусских рублях:

тыс. бел. руб.

Стоимость разъединителей принимаем по [19] для 220 кВ - 1,7 тыс. рос. руб. (в российских ценах 1991 года). При переводе в белорусские рубли:

тыс. бел. руб.

Коэффициент, учитывающий стоимость системы управления и автоматики - принимаем равным 1,10 при наличия РПН, 1,05 при ПБВ или отсутствии регулирования.

Капитальные вложения на установку ФСУ:

,

тыс. бел. руб.

Все составляющие для расчета капитальных вложений представлены в таблице 7.1

Таблица 7.1 - Капитальные затраты на установку ФСУ

Ветви
		млн. бел. руб.
1	2	3	4	5	6	7
601-605	1,05	59,25	199,25	237,45	3,46	788,24
110-191	1,05	45,15	80,35	82,27	2,12	315,67
191-173	1,05	42,51	77,70	82,27	2,12	301,21
173-172	1,05	42,57	77,70	82,27	2,12	301,28
Продолжение таблицы 7.1
1	2	3	4	5	6	7
124-502	1,10	51,95	87,05	82,27	2,12	336,23
511-520	1,05	42,78	77,70	82,27	2,12	301,50
641-666	1,05	42,78	77,70	82,27	2,12	301,50
310-19504	1,05	58,40	93,57	496,1	4,52	1225,11

Сопоставим полученную прибыль с инвестиционными затратами. Сопоставление различных во времени платежей (затрат в форме инвестиций и результатов в виде прибыли) осуществляется с помощью процедуры дисконтирования. Ставка дисконтирования выбирается исходя из конкретных альтернатив использования капитала [19].

Уравнение чистой дисконтированной стоимости имеет вид:

,

где D_t - денежные поступления в год t (выручка, дивиденды), тыс. бел. руб.;

C_t - годовые эксплуатационные расходы в год t и другие платежи (налоги, пошлины), тыс. бел. руб.;

К_t - капиталовложения в год t, тыс. бел. руб.;

К- первоначальные капитальные вложения, тыс. бел. руб.;

L - ликвидная стоимость объекта по истечении срока службы, тыс. бел. руб.;

Е - ставка дисконта, отн.ед.

Считаем, что капиталовложения единовременные (К_t = 0), а D_t и С_t постоянные за весь период эксплуатации. Формула 7.4 принимает вид:

Годовой экономический эффект обусловленный эксплуатацией ФСУ:

,

где - отчисления на амортизацию, техническое обслуживание и ремонт для силового оборудования и распределительных устройств [20];

- время максимальных потерь в Белорусской энергосистеме, принимаем равным 2500 ч;

- стоимость потерянной энергии, равная 0,12 бел. руб./МВт^.ч [20];

- снижение потерь активной мощности в белорусской энергосистеме,

МВт.

Годовая экономия от снижения потерь энергии (денежные поступления):

,

тыс. бел. руб.,

тыс. бел. руб.

Предполагая срок службы трансформатора 25 лет (Т), определяем чистую дисконтированную стоимость (ЧДС), принимая ликвидную стоимость (L) равной 11% от первоначальной стоимости трансформаторов [19], (7.5) можно записать:

,

где Е - ставка дисконта устанавливается равной фактической величине ставки процента по долгосрочным займам, принимаем Е=0,1.

В результате чистая дисконтированная стоимость:

млн. бел. руб.

Срок окупаемости устройства только за счет снижения потерь:

года.

Таблица 7.2 - Технико-экономические показатели ФСУ

Ветви			ЧДС	, год
	млн. бел. руб.
1	2	3	4	5
601-605	246,00	179,79	1292,36	4,38
110-191	81,00	54,48	315,63	5,79
Продолжение таблицы 7.2
1	2	3	4	5
191-173	81,00	55,70	343,93	5,41
173-172	312,00	286,70	3006,76	1,05
124-502	306,00	277,76	2869,17	1,21
511-520	159,00	133,67	1242,55	2,26
641-666	117,00	91,67	758,38	3,29
310-19504	54,00	-48,91	-1776,49	25,05

Стоимость УПК:

,

где - мощность, на которую рассчитано УПК;

- коэффициент аппроксимации, для реакторов принимаем равным 1,7 тыс. долл. США/Мвар для реактора, 4,2 тыс. долл.США/Мвар для БК.

Переводим в бел. руб./Мвар значения коэффициентов аппроксимации учитывая курс Национального банка Республики Беларусь на 31.12.04. 1долл.США=2170 белорусских рублей.

тыс. бел. руб./Мвар,

тыс. бел. руб./Мвар.

В устройство продольной индуктивной компенсации (УПИК) входит реактор (трехфазная группа реакторов), 4 разъединителя на 110 кВ и 2 выключателя на 110 кВ (рисунок 5.1). Стоимости выключателей и разъединителей были рассчитаны ранее (таблица 7.1). Полная стоимость УПИК:

.

Посчитаем стоимость, ЧДС, годовую экономию от снижения потерь энергии, срок окупаемости и годовой экономический эффект обусловленный эксплуатацией реактора на линии 641-666.

тыс. бел. руб.,

тыс. бел. руб.,

тыс. бел. руб.,

тыс. бел. руб.,

млн. бел. руб.,

года.

Аналогичным образом производим расчеты для остальных реакторов. Результаты заносим в таблицу 7.3.

Определим те же для БК на линии 601-605.

тыс. бел. руб.,

тыс. бел. руб.,

тыс. бел. руб.,

млн. бел. руб.,

 года.

Таблица 7.3 - Технико-экономические показатели УПК

Ветви				ЧДС	, год
	млн. бел. руб.
1	2	3	4	5	6
703-704 (2)	176,86	21,00	6,14	-104,24	28,79
601-704 (2)	184,53	45,00	29,50	157,41	6,26
702-703	175,01	15,00	0,30	-169,79	585,35
641-666	177,92	102,00	87,06	827,45	2,04
659-611	174,78	18,00	3,32	-134,74	52,66
665-666	176,07	87,00	72,21	658,15	2,44
658-659	174,93	18,00	3,31	-135,05	52,92
610-613	173,64	15,00	0,41	-167,10	419,16
512-526	174,50	27,00	12,34	-30,46	14,14
511-520	181,82	156,00	140,73	1442,34	1,29
1	2	3	4	5
526-513	174,29	21,00	6,36	-99,20	27,40
414-408	174,35	27,00	12,35	-30,15	14,11
654-616	174,79	42,00	27,32	141,90	6,40
616-665	177,95	105,00	90,05	861,98	1,98
653-654	174,85	57,00	42,31	314,70	4,13
660-613	175,06	15,00	0,30	-169,88	592,95
513-515	173,38	27,00	12,44	-28,25	13,94
657-658	174,89	18,00	3,31	-134,97	52,85
129-136	176,84	30,00	15,15	-0,46	11,68
316-517	174,06	24,00	9,38	-64,16	18,56
114-129	175,80	24,00	9,23	-67,57	19,04
136-110	178,73	27,00	11,99	-38,72	14,91
619-646	175,17	30,00	15,29	2,81	11,46
619-609	173,75	21,00	6,41	-98,15	27,13
646-647	174,65	27,00	12,33	-30,75	14,17
122-123	210,95	402,00	384,28	4221,18	0,55
122-140	235,00	444,00	424,26	4658,25	0,55
450-413	177,23	39,00	24,11	102,54	7,35
124-502	206,53	312,00	294,65	3192,32	0,70
124-140	210,58	423,00	405,31	4463,99	0,52
647-602	174,02	21,00	6,38	-98,67	27,26
602-660	175,04	15,00	0,30	-169,84	589,86
602-657	175,51	18,00	3,26	-136,18	53,88
602-653	175,49	42,00	27,26	140,54	6,44
170-173	173,67	18,00	3,41	-132,59	50,91
173-172	207,24	291,00	273,59	2948,84	0,76
117-131	193,55	42,00	25,74	105,17	7,52
1	2	3	4	5	6
191-173	178,28	78,00	63,02	550,07	2,83
105-125	174,65	21,00	6,33	-99,91	27,59
105-131	175,65	39,00	24,25	105,63	7,24
105-137	176,81	69,00	54,15	449,20	3,27
192-173	176,77	72,00	57,15	483,87	3,09
128-151	174,60	24,00	9,33	-65,23	18,71
502-519	174,24	15,00	0,36	-168,28	479,34
502-520	185,72	168,00	147,27	1453,42	1,22
127-128	176,89	33,00	18,13	33,67	9,75
110-116	173,83	15,00	0,13	-173,83	436,15
110-191	178,58	66,00	50,44	398,20	3,50
106-127	175,55	27,00	12,13	-35,50	14,33
109-117	177,42	45,00	29,44	156,11	5,90
109-137	176,58	66,00	51,13	414,09	3,45
109-192	176,76	69,00	54,13	448,68	3,26
601-605	38,98	186,00	182,73	2067,49	0,21

Определим по (7.6), (7.7) и (7.8) технико-экономические показатели размыкания контуров при отключении отдельных линий.

В таблицу 7.4 заносим ЧДС и снижение потерь для экономически целесообразных (ЧДС>0) способов оптимизации режима сети.

Таблица 7.4 - Эффективность различных способов оптимизации режима

Ветвь	Снижение потерь, МВт	ЧДС, млн. бел. руб.
	Размыкание	УПК	ФСУ	Размыкание	УПК	ФСУ
1	2	3	4	5	6	7
124-140	1,43	1,41	-	4945,51	4463,99	-
1	2	3	4	5	6	7
511-520	0,52	0,52	0,53	1798,37	1442,34	1242,55
641-666	0,38	0,34	0,39	1314,19	827,45	758,38
665-666	0,26	0,29	-	899,18	658,15	-
173-172	0,26	0,97	1,04	899,18	2948,84	3006,76
110-191	0,25	0,22	0,27	864,60	398,20	315,63
616-665	0,17	0,35	-	587,93	861,98	-
654-616	0,15	0,14	-	518,76	141,90	-
192-173	0,08	0,24	-	276,67	483,87	-
109-192	0,08	0,23	-	276,67	448,68	-
619-609	0,07	0,07	-	242,09	-	-
316-339	0,07	-	-	242,09	-	-
414-408	0,05	0,09	-	172,92	-	-
316-517	0,05	0,08	-	172,92	-	-
105-131	0,05	0,13	-	172,92	105,63	-
139-523	0,05	-	-	172,92	-	-
601-704 (2)	-	0,15	-	-	157,41	-
653-654	-	0,19	-	-	314,70	-
619-646	-	0,10	-	-	2,81	-
122-123	-	1,34	-	-	4221,18	-
122-140	-	1,48	-	-	4658,25	-
450-413	-	0,13	-	-	102,54	-
124-502	-	1,04	1,02	-	3192,32	2869,17
602-653	-	0,14	-	-	140,54	-
117-131	-	0,14	-	-	105,17	-
191-173	-	0,26	0,27	-	550,07	343,93
105-137	-	0,23	-	-	449,20	-
502-520	-	0,56	-	-	1453,42	-
1	2	3	4	5	6	7
127-128	-	0,11	-	-	33,67	-
109-117	-	0,15	-	-	156,11	-
109-137	-	0,22	-	-	414,09	-
601-605	-	0,62	0,82	-	2067,49	1292,36

Производим сравнение по всем ветвям ЧДС каждого способа снижения потерь в сети (таблица 7.4) и заносим в таблицу 7.5 наиболее выгодное из них для каждой ветви.

Таблица 7.5 - Эффективность мероприятий оптимизации потокораспределения

Ветвь	Способ оптимизации режима сети	ЧДС, млн. бел. руб.
1	2	3
124-140	Размыкании ветви	4945,51
122-140	УПК	4658,25
122-123	УПК	4221,18
124-502	УПК	3192,32
173-172	ФСУ	3006,76
601-605	УПК	2067,49
511-520	Размыкании ветви	1798,37
502-520	УПК	1453,42
641-666	Размыкании ветви	1314,19
665-666	Размыкании ветви	899,18
110-191	Размыкании ветви	864,60
616-665	УПК	861,98
191-173	УПК	550,07
654-616	Размыкании ветви	518,76
192-173	УПК	483,87
1	2	3
105-137	УПК	449,20
109-192	УПК	448,68
109-137	УПК	414,09
653-654	УПК	314,70
619-609	Размыкании ветви	242,09
316-339	Размыкании ветви	242,09
414-408	Размыкании ветви	172,92
316-517	Размыкании ветви	172,92
105-131	Размыкании ветви	172,92
139-523	Размыкании ветви	172,92
601-704 (2)	УПК	157,41
109-117	УПК	156,11
602-653	УПК	140,54
117-131	УПК	105,17
450-413	УПК	102,54
127-128	УПК	33,67
619-646	УПК	2,81

8. Требования к безопасности при эксплуатации трансформаторов

Приведенные ниже правила [22] распространяется на все силовые трансформаторы, автотрансформаторы и масляные реакторы (далее трансформаторы) потребителей.

а) Трансформаторы должны устанавливаться в соответствии требованиям действующих Правил устройства электроустановок (ПУЭ).

б) На баки однофазных трансформаторов должна быть нанесена расцветка фаз. На баках трехфазных трансформаторов и на баках средних групп однофазных трансформаторов должны быть сделаны надписи, указывающие мощность и порядковые подстанционные номера трансформаторов.

в) На дверях трансформаторных пунктов и камер укрепляются предупреждающие плакаты установленного образца и формы. Двери запираются на замок.

г) Трансформаторы, оборудованные устройством газовой щиты, устанавливаются так, чтобы крышка имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1-1,5 %, а маслопровод от трансформатора к расширителю - не менее 2-4%.

Выхлопная труба снабжается мембраной и соединяется с верхней частью расширителя. На маслопроводе между расширителем и газовым реле устанавливается кран.

д) При обслуживании трансформаторов обеспечиваются удобные и безопасные условия наблюдения за уровнем масла, газовым реле, а также для отбора проб масла.

Трансформаторы с совтоловым наполнением для контроля за давлением внутри бака оснащаются мановакуумметрами и реле давления, срабатывающими при давлении внутри бака выше 60 кПа (0,6 кгс/см²).

Обслуживающий персонал ведет постоянное наблюдение за показаниями мановакуумметров, снижая нагрузку трансформаторов при увеличении давления выше нормы [50 кПа (0,5 кгс/см²)].

е) Трансформаторные установки оснащаются противопожарными средствами в соответствии с требованиями действующих ПУЭ.

ж) При наличии под трансформаторами маслоприемных устройств дренаж от них и маслопроводы необходимо содержать в исправном состоянии в соответствии с требованиями действующих ПУЭ [23]:

1) Для обслуживания маслонаполненного оборудования подстанций на предприятиях сетевых районов энергосистемы должны быть предусмотрены централизованные масляные хозяйства, оборудованные резервуарами для хранения и переработки масла, насосами, установками для очистки и регенерации масел, передвижными маслоочистительными и дегазационными установками, емкостями для транспортировки масла. Местоположение и объем централизованных масляных хозяйств определяются проектом организации эксплуатации энергосистемы.

2) На электростанциях, на подстанциях 500 кВ независимо от мощности установленных трансформаторов и на подстанциях 330 кВ с трансформаторами мощностью 200 МВА и выше, расположенных в удаленных или труднодоступных районах, следует предусматривать масляные хозяйства с оборудованием для обработки масла.

Склады масла таких маслохозяйств должны иметь:

- на тепловых электростанциях - по 4 резервуара турбинного и изоляционного масла;

- на гидроэлектростанциях - по 3 резервуара турбинного и изоляционного масла;

- на подстанциях - 3 резервуара изоляционного масла.

Объем каждого резервуара должен быть не менее:

- для турбинного масла - объема масляной системы одного агрегата и доливки масла в размере 45-дневной потребности всех агрегатов для тепловых электростанций и 10% объема агрегата для гидроэлектростанций;

- для изоляционного масла - объема одного наиболее крупного трансформатора с запасом 10%.

В зависимости от оснащенности энергосистемы передвижными установками по обработке масла и от транспортных связей между подстанцией и централизованным маслохозяйством энергосистемы мастерская маслохозяйства может оснащаться не всеми стационарными установками по обработке масла или совсем не сооружаться. В последнем случае необходимо предусматривать аппаратную маслохозяйства с коллектором для присоединения передвижных маслообрабатывающих установок изоляционного масла.

3) На подстанциях 110 кВ и выше с баковыми масляными выключателями 110 кВ и выше должен сооружаться открытый склад масла из двух стационарных резервуаров изоляционного масла. Объем каждого резервуара должен быть не менее объема масла трех баков наибольшего выключателя с запасом на доливку не менее 1% всего количества масла, залитого в аппараты и трансформаторы подстанции.

Склады масла на подстанциях с баковыми масляными выключателями не следует сооружать:

- при хороших транспортных связях между подстанциями и централизованным маслохозяйством энергосистемы;

- при количестве масляных выключателей на подстанции не более двух;

- на подстанциях глубокого ввода, расположенных в черте города.

4) Стационарные маслопроводы к масляным выключателям и трансформаторам всех напряжений не должны прокладываться. Слив и заливка масла должны выполняться с использованием инвентарных маслопроводов и резервуаров (автоцистерн).

Стационарные маслопроводы на электростанциях и подстанциях 330 и 500 кВ следует прокладывать от мастерской или аппаратной маслохозяйства к помещению для ремонта трансформаторов (к трансформаторной башне на подстанциях или к монтажной площадке машинного зала на электростанциях) и к складу масла, а также к месту слива масла из цистерн.

Стационарные маслопроводы следует выполнять из стальных труб, соединяемых сваркой (кроме стыков с арматурой).

5) Резервуары для хранения масла должны быть оборудованы воздухоосушительными фильтрами, указателем уровня масла, пробно-спускным краном на сливном патрубке.

з) Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора должен быть не ниже контрольных черт, соответствующих уровням масла в трансформаторе при температуре окружающей среды минус 45, плюс 15, плюс 40 ?С.

и) Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать в работу при температуре верхних слоев масла минус 20 ?С и выше, а переключающие устройства с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным системой искусственного подогрева, - при температуре окружающего воздуха минус 45 ?С и выше.

к) При перегрузке трансформаторов сверх допустимой, дежурный персонал обязан применять меры к его разгрузке, действуя в соответствии с местной инструкцией.

л) При работе с перегрузкой у трансформатора, снабженного устройством РПН, производить переключение ответвлений не допускается, если ток нагрузки превышает номинальный ток переключателя.

м) Нейтрали обмоток автотрансформаторов напряжением до 110 и 220 кВ должны работать в режиме глухого заземления.

Трансформаторы напряжением 110 и 220 кВ с испытательным напряжением нейтрали соответственно 100 и 200 кВ могут работать с разземленной нейтралью при условии ее защиты разрядником. При обосновании соответствующими расчетами допускается работа с разземленной нейтралью трансформаторов напряжением 110 кВ с испытательным напряжением нейтрали 85 кВ, защищенной разрядником.

н) При автоматическом отключении трансформатора под действием газовой или дифференциальной защиты, а также после неуспешного автоматического повторного включения (АПВ) трансформатор может быть включен в работу только после устранения выявленных ненормальностей.

При отключении трансформатора, имеющего дифференциальную и газовую защиту, с прекращением электроснабжения потребителей допускается одно его повторное включение, если отключение произошло по одной из этих защит без видимых признаков повреждения, а другая защита не действовала.

При появлении сигнала работы газового реле обязательны осмотр трансформатора и определение по цвету и степени горючести газа характера его повреждения. При обнаружении в газовом реле горючего газа желтого или сине-черного цвета трансформатор должен быть немедленно отключен. Если газ в реле бесцветен и не горит, трансформатор может быть оставлен в работе.

Размещено на Allbest.ru