метпособие. Методическое пособие.. Материалы для подготовки электромонтеров по ремонту и обслуживанию оборудования
 Скачать 1.9 Mb.
|
|
Глава 3 Трансформатор – это сердце ПС, основной элемент электроустановки Наш разговор о трансформаторах начнем, естественно, с разговора о силовых трансформаторах. Силовой трансформатор – это сердце подстанции. Назначение ПС (в электросетевых предприятиях они понизительные) заключается в понижении напряжения электропередачи до напряжения электроприемников (или до напряжения промежуточного уровня для последующего распределения электроэнергии на этом промежуточном уровне). Вот для понижения напряжения и служат силовые трансформаторы. Без понизительного трансформатора нет и понизительной ПС. Немного о классификации трансформаторов: − По назначению: силовые, измерительные, испытательные, электропечные, сварочные, преобразовательные и др.; − По количеству фаз: однофазные, трехфазные, многофазные; − По применяемому изоляционному материалу для заполнения бака: жидкостные: − − масляные (трансформаторное масло); − − совтоловые, − сухие (воздух, элегаз); − По способу регулирования вторичного напряжения: С регулированием (переключением) без возбуждения (ПБВ) и с регулированием под нагрузкой (РПН); − По количеству обмоток: двухобмоточные, трехобмоточные, многообмоточные; − По способу связи между обмотками: с трансформаторной связью (собственно трансформаторы) и автотрансформаторы (с гальванической и трансформаторной связями). − По соотношению первичного и вторичного напряжений: 82 Понизительные и повысительные, разделительные. Масляные трансформаторы классифицируются по системам охлаждения: естественное масляное (М), с дутьевым охлаждение (Д); с принудительной циркуляцией масла и дутьевым охлаждением радиаторов (ДЦ); с направленной циркуляцией масла и дутьем (НЦ); с водяным охлаждением (Ц). Все особенности классификации трансформаторов находят отражение в обозначении типа силового трансформатора. Примеры обозначений: ТМ – 40 – 10 ± 10% / 0,4 – Δ/Υ – 11 – трехфазный (понятие «трансформатор» в типе не отражается, говорят – трансформатор типа …); система охлаждения типа М; мощность 40 кВА; напряжения 10 ± 10% кВ и 0,4 кВ; первичная обмотка соединена в Δ, вторичная – в Υ; группа соединения – 11; ИОМ – 100 – испытательный однофазный; система охлаждения типа М; напряжение 100 кВ (это повысительный трансформатор); ТД – 6300 – 35 ± 2 × 5% / 10,5 – Υ / Δ – 11 – трехфазный; система охлаждения типа Д; мощность 6300 кВА; напряжения 35 ± 2 × 5% кВ и 10,5 кВ; схема и группа соединения обмоток – Υ / Δ – 11; ТРДН – 40000 – 110 ± 4 × 2,5% / 11,0 – Υ / Δ – 11 – трехфазный с расщепленной обмоткой НН; система охлаждения типа Д; с регулированием под нагрузкой; напряжения 110 ± 4 × 2,5% кВ и 11 кВ; схема и группа соединения обмоток – Υ / Δ – 11; АТДЦТН – 125000 – 220 / 110 ± 10 × 1,25% / 10,5 – Υ 0 – авто / Δ – 12 – 11 – автотрансформатор трехфазный; система охлаждения типа ДЦ; трехобмоточный; с регулированием под нагрузкой; напряжения 220 кВ, 110 ± 10 × 1,25% кВ и 10,5 кВ; схема и группа соединения обмоток – Υ 0 – авто / Δ – 12 – 11; АОДЦТНГ – 135000 – 500 / 220 /35 – автотрансформатор однофазный; 83 система охлаждения типа ДЦ; трехобмоточный; с регулированием под нагрузкой (в трехфазную группу для регулирования под нагрузкой включен вольтодобавочный трансформатор); грозоупорный (обмотка ВН имеет грозоупорные кольца); напряжения 500 кВ, 220 кВ и 35 кВ. Наибольшее распространение в качестве силовых трансформаторов для ПС получили масляные трансформаторы. Трансформаторное масло выполняет роль и изоляции и охлаждающей среды. Среди жидкостей такое сочетание изоляционных (высокая электрическая прочность) и охлаждающих свойств (высокий удельный теплосъем) больше не встречается ни у одной. Немаловажным является и способность выполнять свои функции при низких температурах окружающей среды. Правда, имеются и недостатки, например, пожароопасность, довольно высокая гигроскопичность (вбирание влаги из воздуха при контакте с влажным воздухом), повышение вязкости при понижении температуры, старение (появление осадка – шлама) в процессе работы, но, как говорится, не бывает одних плюсов, как и не бывает одних минусов. Трансформатор – это преобразователь электроэнергии с одними параметрами в электроэнергию с другими параметрами. Любое преобразование энергии невозможно без потерь. Теряемая при любых преобразованиях энергия превращается в тепло. Из всех видов преобразователей трансформаторы имеют наивысший коэффициент полезного действия (КПД). Вероятно, потому, что при трансформировании не изменяется вид энергии – была электрической, электрической и остается, меняются только ее параметры. В мощных трансформаторах КПД может достигать 99% и выше. Но, несмотря на даже такой высокий КПД (потери в процентном отношении небольшие), проблема отвода тепла существует и в трансформаторах. Тепло может отводиться только в окружающую среду – в воздух (даже и в случае промежуточной охлаждающей среды при водяном охлаждении). Трансформаторы напряжением 10 кВ выполняют, как правило, с охлаждением типа М, 35 кВ – типа М или Д (в зависимости от мощности); 84 110 кВ – с охлаждением типа Д (при больших мощностях – ДЦ); 220 кВ и выше – с охлаждением типа ДЦ или НЦ. В системе НЦ (направленная циркуляция масла) охлажденное в выносных радиаторах охлаждения масло за счет перекрытия всех остальных каналов (в первую очередь, вдоль стенок бака) направляется в каналы обмоток и магнитопровода, то есть именно туда, где теплосъем наиболее нужен. Охлаждение типа Ц (водяное охлаждение масляных радиаторов) на ПС практически не применяется. Единичные (в одном баке) мощности трансформаторов достигают очень больших величин – до 250 МВА и более и ограничиваются только возможностями их транспортирования железнодорожным транспортом. Еще немного о терминах: трансформатор состоит из бака, активной части, вводов и радиаторов охлаждения. Под активной частью понимается совокупность магнитопровода с обмотками. Те части магнитопровода, на которых расположены обмотки, называются стержнями, а те части магнитопровода, на которых нет обмоток, называются ярмами. Магнитопроводы для силовых трансформаторы для ПС за очень редким исключением выполняют плоскими трехстержневыми. Эволюция конфигураций магнитопроводов трехфазных трансформаторов от группы из трех однофазных до плоского трехстержневого показана на рисунке 3.1. На рисунке 3.1 а) показан трехфазный трансформатор в виде группы из трех однофазных; далее (рисунок 3.1 б)) обмотки в каждом отдельном трансформаторе расположены на одном стержне, а свободными (без обмоток) частями магнитопровода трансформаторы сближены и свободные стержни превращены в единое ярмо. A B C a b c a) 85 Рисунок 3.1 – Эволюция магнитопровода трехфазного трансформатора Далее (рисунок 3.1 в)), ввиду того, что магнитные потоки трех трансформаторов сдвинуты по фазе на 120°, их сумма в этом ярме равна нулю и оно может быть удалено. Затем (рисунок 3.1 г)), крайние стержни с частями своих ярм передвинуты в одну плоскость, ну и путем сокращения по длине частей ярм у среднего стержня пространственная магнитная система трехфазного трансформатора превращена в плоскую трехстержневую (рисунок 3.1 д)) с шихтованными стержнями и ярмами. Пространственная магнитная система (рисунок 3.2) сохранилась в трансформаторах 10 / 0,4 кВ Минского трансформаторного завода максимальной мощностью до 1000 кВА. В этих трансформаторах магнитопроводы навиваются из ленты электротехнической стали. Несмотря на сложности пространственного магнитопровода и на сложности намотки обмоток (ввиду того, что магнитопровод неразрезной, они вматываются в него специальным способом), такая конструкция находит применение из – за значительно меньших по сравнению с шихтованными трансформаторами потерь в стали (по причине отсутствия стыков в шихтовке магнитопроводе). б) в) г) д) 86 Рисунок 3.2 – Трансформатор с пространственной магнитной системой Что же касается потерь энергии, то они выделяются и в проводах обмоток и в стали магнитопровода. Первые называют еще по старинке «потерями в меди», хотя большое количество трансформаторов сейчас выполняется с алюминиевыми обмотками, а вторые – потерями в стали. Потери в обмотках называют еще потерями короткого замыкания Р КЗ (они, при номинальной нагрузке, равны потерям в трансформаторе при опыте КЗ), а потери в стали – потерями холостого хода Р ХХ (они равны потерям в трансформаторе в режиме ХХ). Обычно трансформаторы выполняют с оптимальным соотношением массы обмоток и массы стали, при котором Р ХХ составляет примерно третью часть от Р КЗ в номинальном режиме. Потери в обмотках квадратично зависят от нагрузки трансформатора, а Р ХХ зависят (также нелинейно) от напряжения, подводимого к первичной обмотке (напряжения возбуждения). Р КЗ – это потери при номинальной нагрузке, а Р ХХ – это потери при номинальном напряжении. Поэтому с точки зрения теплопотерь трансформаторы очень чувствительны и к перегрузкам и к перенапряжениям. Их регламентируют допустимыми длительностями работы в таком более напряженном режиме. Несмотря на то, что цифра потерь в стали значительно меньше (примерно в три раза) цифры потерь в обмотках, действительные потери Р ХХ превышают потери в обмотках. Дело в том, что трансформатор не работает постоянно с номинальной нагрузкой. Всвязи с этим, среди способов уменьшения потерь в сетях немаловажен такой: отключение (перевод в режим холодного резерва) малозагруженных 87 трансформаторов с переводом их нагрузки на другие трансформаторы. Если говорить о зависимости КПД трансформатора от нагрузки, то он максимален при нагрузке около 70 – 75% (рисунок 3.3). Рисунок 3.3 – Зависимость КПД трансформатора от нагрузки Обмотки трансформаторов в зависимости от их положения на стержне могут быть концентрическим (одна внутри другой – в основном такая конструкция обмоток и применяется в силовых трансформаторах) и чередующимися (по длине стержня – электропечные и специальные трансформаторы). По знаменитой в электротехнике «формуле 4,44» напряжение на вторичной обмотке трансформатора определяется следующим образом: U 2 = 4,44 f w 2 B max S, где: f – частота; w 2 – число витков вторичной обмотки; В max – амплитуда индукции в магнитопроводе; S – сечение магнитопровода. Как следует из формулы, напряжение на вторичной обмотке может регулироваться путем изменения любого из входящих в формулу параметров. Но для силовых трансформаторов ПС применяется только способ регулирования путем изменения числа витков. Дело в том, что частота в сети неизменна, индукция с целью максимального использования трансформаторной стали берется на допустимом пределе, а изменение геометрии магнитопровода (перераспределение магнитных потоков путем КПД, % 0 100 50 100 S, % 88 шунтирующих перемычек и изменения воздушных зазоров) применяется только в специальных, относительно небольшой мощности (например, сварочных) трансформаторах. Итак, изменение коэффициента трансформации в силовых трансформаторах ПС применяется только изменением числа витков. Причем, число витков можно изменять либо в первичной обмотке, либо во вторичной. Встает вопрос, а где выгодней? Ответ очевиден: изменение числа витков – это коммутация (переключение отпаек от обмоток), ее проще проводить там, где меньше коммутируемый ток, а у понизительных трансформаторах ток всегда меньше в первичной обмотке. Еще одна проблема при конструировании переключающих устройств – это проблема их главной (ее еще называют поперечной) изоляции. Применяя переключение числа витков в первичной обмотке, в которой ток меньше, а напряжение – больше, приходится переключение чисел витков производить на сборке нулевой точки, она имеет либо нулевой потенциал, либо близкий к нулевому; так и делается для обмоток напряжением 35 кВ и выше. Для первичных обмоток 10 кВ (ПС 10 / 0,4 кВ), соединяемых часто в треугольник для подавления гармоник, кратных трем, переключение производят в сторонах треугольника. Может возникнуть вопрос, а зачем вообще нужно регулирование? Ответ заключается в том, что на всех уровнях напряжения оно стандартизировано, определены и номинальные уровни напряжений и их допустимые отклонения. В целях сокращения массогабаритных показателей (уменьшение материалоемкости, себестоимости) любого вида оборудования применяемые в нем материалы стремятся использовать по максимуму, до допустимых пределов (по плотности тока в проводах, магнитной индукции в магнитопроводе, минимальных изоляционные промежутках в продольной и поперечной изоляции). Поэтому очень важно, чтобы напряжение, подводимое к любому оборудованию, в том числе и к трансформаторам, было близким к номинальному и не выходило за допустимые пределы. Но напряжение в различных точках сети зависит от многих причин: от 89 структуры сети и от ее изменений (структура может меняться – что-то выводится в ремонт или отключается автоматически), от режима нагрузок (изменения режима суточные, сезонные). Поэтому необходимо вышедшие за рамки допустимых отклонения напряжения возвращать в эти рамки. Даже для неизменного нагрузочного режима напряжение в середине, предположим ВЛ 10 кВ будет ниже, чем на сборных шинах ПС, а в конце ВЛ и того меньше. Однако, потребители, питающиеся от ПС 10 / 0,4 кВ должны получать напряжение, соответствующее требованиям. Трансформаторы должны снизить отклонения уровней на вторичной стороне путем изменения коэффициента трансформации. Существует два способа переключения чисел витков: переключение без возбуждения (ПБВ) и регулирование под нагрузкой (РПН). Схема первичной обмотки напряжением 35 кВ с ПБВ показана на рисунке 3.4. Переключатель расположен в месте сборки нулевой точки. Рисунок 3.4 – Схема обмотки 35 кВ с ПБВ Отпайки от обмоток фаз пронумерованы цифрами. Есть общее правило нумерации отпаек: первому положению переключателя соответствует максимальное число витков обмотки. Для переключения трансформатор 5 4 3 2 1 5 4 3 2 1 5 4 3 2 1 А В С 0 90 должен быть отключен от питающей сети. Рукоятки переключателя без возбуждения расположены на крышке бака, поэтому трансформатор для перевода из одного положения ПБВ в другое должен быть выведен в ремонт. Коммутация при РПН, естественно, должна быть безобрывной. Отсюда следует, что при переходе с одного положения переключателя на другое обязательно должно быть кратковременное соединение переключателя с двумя отпайками. Это создает кратковременное замыкание секции регулировочной части обмотки. Чтобы избежать сверхтоков при замыкании секции, применяют один из двух способов, которые разделяют РПН на два типа: реакторные РПН и резистивные РПН. Каждый из этих типов имеет свои преимущества и недостатки. Схема с реакторным РПН показана на рисунке 3.5. РПН состоит из избирателей (переключателей) П 1 и П 2 , контакторов К 1 и К 2 и реактора. На рисунке 3.5 а) РПН показан в положении 3. При переходе в положение 4 РПН последовательно проходит позиции б) – ж). Сначала размыкается контактор К 1 , затем без коммутации тока переходит в положение 4 избиратель П 1 . Далее контактор К 1 замыкается и секция регулировочной части обмотки (между отводами 3 и 4) оказывается замкнутой через реактор (положение г) на рисунке). Так как половинки реактора для «сквозного» тока I ур включены согласованно, для этого тока они представляют сопротивление, достаточное для ограничения тока короткого замыкания. Зато для рабочего тока (положения на а) и ж) на рисунке 3.5) сопротивления половинок реактора компенсируются, так как для токов 1/2 I половинки реактора включены встречно. Далее размыкается контактор К 2 (рисунок 3.5 , чтобы избиратель П 2 мог без тока перейти в новое 4-е положение, после чего контактор К 2 замыкается. Все – РПН перешел в 4-положение. 91 * * * * * * I ур I I ½ I ½ I I I К другим фазам – сборка нулевой точки б) в) 6 5 4 3 2 1 2 К 1 К 2 К 1 К 1 К 2 К 2 6 5 4 3 2 1 2 * * I К 1 К 2 6 5 4 3 2 1 2 * * I К 1 К 2 I 6 5 4 3 2 1 2 * * I К 1 К 2 I г) д) е) 6 5 4 3 2 1 2 * * I К 1 К 2 ½ I ½ I ж) ½ I 6 5 4 3 2 1 2 6 5 4 3 2 1 2 а) ½ I I П 1 П 2 П 1 П 2 П 1 П 2 П 1 П 2 П 1 П 2 П 1 П 1 П 2 П 2 П 1 92 Рисунок 3.5 – Схема реакторного РПН а) РПН в положении 3; б) – е) РПН в промежуточном положении; ж) РПН в положении 4. Для ограничения сверхтоков при кратковременном замыкании секции в цепь замыкания вводится дополнительное (индуктивное) сопротивление. Величина этого сопротивления с одной стороны должна быть больше, чтобы ток замыкания был меньше, с другой стороны оно должно быть небольшим, чтобы не оказывать большого сопротивления токам нагрузки в промежуточных положениях б), в), д), е). На схеме для тока замыкания (положение г) на рисунке) полуобмотки соединены согласованно (в обеих полуобмотках реактора ток замыкания входит со стороны их зажимов, обозначенных звездочками, индуктивные сопротивления полуобмоток складываются), а для токов нагрузки – встречно, индуктивные сопротивления полуобмоток для таких токов взаимно компенсируются. Недостатком реакторного РПН является низкая скорость переключения, возможность застревания в промежуточном положении (например, при обесточении привода в процессе переключения). Режим, когда ток проходит только по одной половине реактора, или режим с протеканием сквозного тока (положение г) на рисунке 3.5 – положение «моста») большой опасности не представляет, но поскольку реактор не рассчитан на длительную работу в промежуточном режиме с протеканием по полуобмоткам тока, превышающего половину нагрузочного тока, режим должен устраняться доводкой в стабильное положение. Схема резисторного РПН представлена на рисунке 3.6. В этой схеме в цепь замыкаемой секции при переходе с одной ступени на другую вводятся резисторы. Их величина небольшая, и ток замыкания секции получается значительным, но в отличие от реакторного РПН, этот процесс совершается очень быстро. К тому же, даже при исчезновении напряжения в процессе переключения резисторный РПН не может остаться в промежуточном 93 положении. Еще одно отличие резисторного РПН от реакторного заключается в том, что избиратели резисторного РПН никогда «не встают» на одно и то же ответвление регулировочной обмотки (РО). Один из них движется только по нечетным положениям, а другой – только по четным. В последние три десятилетия трансформаторы и автотрансформаторы, предназначенные для регулирования под нагрузкой выполняют, в основном, с резисторными РПН. Рисунок 3.6 – Схема резисторного РПН На рисунке 3.6 показан фрагмент регулировочной обмотки (РО) и РПН в положении 3. Причем, положение избирателей П 1 и П 2 зависит от того, из какого положения РПН пришел в положение 3: из 2-го, или из 4-го. На рисунке избиратели показаны для случая прихода в положение 3 из 4-го. Предположим, что нужно переключить РПН из положения 3 в 4-е. При показанном состоянии достаточно переключить контакторы К 1 и К 2 . Не усложняя вопрос, скажем, что резисторы в цепь короткозамкнутой секции и в цепь нагрузочного тока вводятся только на момент переключения, до переключения и после него в цепи нагрузочного тока никакого резистора нет, он зашунтирован главным контактором. Само переключение организуется таким образом, что блок контакторов может находиться только в одном из К 1-ГЛ 1 2 3 4 1 5 1 6 К 1-ВСП К 2-ГЛ К 2-ВСП R R РО П 1 П 2 94 двух положений и в промежуточном положении остаться не может (пружины, механический триггер) даже при исчезновении питания в процессе переключения. Тем не менее, последовательность переключения контакторов всегда соблюдается: (заложена в механике) размыкание К 1-ГЛ ; замыкание К 2-ВСП ; размыкание К 1-ВСП ; замыкание К 2-ГЛ . Если же необходимо перевести РПН дальше (из положения 4 в положение 5), то сначала переходит избиратель П 1 из 3-го положения в 5-е, а затем срабатывает блок контакторов по тому же алгоритму: размыкание К 2-ГЛ ; образование моста замыканием К 1-ВСП ; разрыв моста размыканием К 2-ВСП и замыкание К 1-ГЛ Представляет интерес переключение отводов для трехобмоточных трансформаторов. Например, для трансформатора с U ВН = 220 кВ; U СН = 110 кВ (автотрансформаторная связь ВН – СН); U НН = 10 кВ. Здесь возможны различные варианты включения регулировочной обмотки. Обмотка НН такого трансформатора с номинальными токами в несколько тысяч ампер никакой регулировки витков не имеет, регулируется только напряжение на стороне СН. Если РО включена так, что при этом регулировании меняется общее число витков всей обмотки высшего напряжения, то меняется и U НН (так называемое, связанное регулирование). После регулирования U СН необходимо возвращать U НН к прежнему уровню. Ну и вообще, U НН требуется регулировать и по причине изменения питающего U ВН . Такое включение РО вызывает неудобства при регулировании, но эта схема – рисунок 3.7 а) применяется. Регулирование U НН производится в отдельном регулировочном трансформаторе типа ЛТДН (линейный, трехфазный, с дутьевым охлаждением, с регулированием под нагрузкой) – это последовательный (его еще называют вольтодобавочным) регулировочный трансформатор (рисунок 3.8). В схеме по рисунку 3.7 б) при регулировании U СН общее число витков обмотки, включенной на 220 кВ не меняется, не меняется и напряжение U НН 95 Рисунок 3.7 – Различные схемы включения регулировочной обмотки Обмоткой ВН на этих схемах называют витки, включенные между выводом ВН и обмоткой СН или обмоткой РО. ВН СН РО ОО А А m X НН х а ВН СН РО ОО А А m X НН х а а) б) 96 Рисунок 3.8 – Линейный регулировочный трансформатор для регулирования напряжения на стороне НН мощного АТ 1 – Регулировочный трансформатор; 2 и 3 – его, соответственно, возбуждающая обмотка и РО; 4 – Последовательный трансформатор; 5 и 6 – его, соответственно, Линейная и возбуждающая обмотки. Последовательный регулировочный трансформатор фактически состоит из двух трансформаторов: регулировочного и последовательного, соответственно, 1 и 4 по рисунку 3.8. При большом количестве положений (ступеней регулирования) регулировочная часть обмотки реверсируется (переворачивается), это делается для того, чтобы уменьшить диаметр переключающего устройства (рисунок 3.9). Здесь можно провести аналогию с барабаном револьвера: можно выполнить барабан и на 20 и на 30 патронов, но каков будет диаметр такого барабана? Реверсирование при сохранении числа отводов от РО удваивает диапазон регулирования. К нагрузке НН От обмотки НН АТ а в с 2 3 4 6 5 1 97 Рисунок 3.9 – Регулировочная обмотка с реверсированием П 1 – Предизбиратель; П 2 – Избиратель. Введение реверсирования уменьшает общее количество расположенных по окружности контактов и, вследствие того, что между соседними по окружности контактами расстояние по условиям изоляции должно быть не менее какого – то определенного, уменьшает диаметр окружности. Аналогом может служить барабан нагана, теоретически его можно сделать и на 20 патронов и более, но это вызовет значительное увеличение диаметра барабана и большие неудобства. Изоляцию в трансформаторах различают поперечную (относительно корпуса и магнитопровода) и продольную (между витками обмоток). В силовых масляных трансформаторах для ПС применяется изоляция класса А ВН СН РО ОО А m X НН х а А П 1 П 2 98 по нагревостойкости (максимально допустимая температура 105 ºС). Это трансформаторная бумага, электрокартон, древесина (бук). Превышение температуры всего на 5 ºС вдвое сокращает срок службы изоляции. Причем, где бы ни находилась наиболее нагретая точка (ННТ), нарушение изоляции в ННТ приводит к выходу из строя всего трансформатора. Проблема отвода тепла из трансформатора состоит в том, что наиболее нагретые точки (ННТ) недоступны для контроля, они находятся внутри обмоток и магнитопровода. В обмотках они находятся под большим потенциалом, подвести к ним средства контроля температуры (термодатчики) невозможно. Поэтому температура внутри трансформатора оценивается по интегральному параметру – температуре верхних слоев масла (термодатчик установлен в кармане крышки). При естественной циркуляции масла (системы охлаждения М и Д) разность температур между ННТ и верхними слоями масла небольшая и поэтому для трансформаторов с такими системами охлаждения температурный запас между температурой ННТ и температурой верхних слоев масла берется небольшим – допускается при эксплуатации температура верхних слоев масла до 95 ºС. С ростом единичных мощностей и переходом на систему ДЦ или НЦ (принудительное движение масла внутри трансформатора с помощью циркуляционных насосов) разность температур между ННТ и верхними слоями масла больше, поэтому для таких трансформаторов температурный запас увеличивается – при эксплуатации допустимая температура верхних слоев масла ограничивается до 75 или даже 70 ºС (конкретное значение определяется заводом – изготовителем). При работе трансформатора его магнитопровод и обмотки испытывают электродинамические воздействия: при каждой полуволне тока (в ту или другую сторону) обмотка сжимается вдоль оси и стремится увеличиться в диаметре. С целью уменьшения вибраций обмотки подвергают осевому сжатию (в мощных трансформаторах усилие осевого сжатия может достигать многих тонн). Расширению поперечных размеров обмотки лучше всего 99 противостоит круглая форма витка (в маломощных трансформаторах блоков питания бытовой РЭА форма витка квадратная или прямоугольная). Магнитопровод трансформатора при каждой полуволне магнитного потока стремится увеличиться в поперечном размере и сократиться по продольному размеру. Это явление называется магнитострикцией. Чтобы сократить вибрации магнитопровода, шихтовку стягивают ярмовыми балками со шпильками, бандажными лентами. Итак, работа трансформатора всегда сопровождается вибрацией, причем ее частота не 50, а 100 Гц (два цикла механических колебаний за один период частоты 50 Гц) для однофазных трансформаторов или на каждом стержне трехфазного трансформатора. Из сказанного следует, что изоляция и продольная (ее еще называют межвитковой) и поперечная (ее еще называют главной) работает в очень напряженном режиме – в условиях огромных усилий сжатия, вибраций и повышенных температур, что приводит к ее охрупчиванию и выкрашиванию. Как уже говорилось, превышение температуры изоляции всего на 5° вызывает сокращение срока службы изоляции вдвое. Где бы ни находилась ННТ, нарушение изоляции в одной этой точке может привести к выходу из строя всего трансформатора. Поэтому контроль за температурой трансформатора очень важен, это обязанность оперативного персонала. Кратко остановимся на вопросе о том, что такое группа соединения обмоток трансформатора. У трехфазного трансформатора с двумя обмотками между однотипными напряжениями первичной и вторичной сторон возможен угловой сдвиг. Этот угол сдвига для трансформаторов с соединением обмоток в звезду и в треугольник является кратным углу в 30°. Для трансформаторов, имеющих обмотку с соединением «зигзаг» угловой сдвиг между однотипными первичными и вторичными напряжениями возможен кратным углу в 15°. Для определенности в качестве однотипных напряжений берутся линейные напряжения между фазами А и В. Если вектор U AB совместить с 12-ю часами циферблата часов, то вектор U ab будет также занимать какое – то положение на циферблате. Наиболее часто встречаются 100 совпадающие векторы U AB и U ab , в этом случае говорят, что группа соединения 12 или 0, а также положение U ab на 11 часов на циферблате. В таком случае говорят, что группа соединения обмоток 11-я. Трансформаторы мощностью начиная с 1000 кВА обязательно снабжают такой технологической защитой, которая называется газовая защита (ГЗ). Слово технологическая означает, что эта защита реагирует на отклонения не электрических параметров трансформатора, а других параметров, связанных с технологией его работы. Эта защита реагирует на появление пузырьков газа в масле и является очень чувствительной защитой, она позволяет выявить повреждение в самом его зародыше и не допустить появления сверхтоков, на которые реагируют уже электрические защиты. Известен случай, когда ГЗ в фазе трансформатора 500 кВ сработала при возникновении касания (из за небольшого смещения активной части в процессе работы) элемента крепления отводов обмотки, связанного гальванически с одной из верхних ярмовых балок, со стенкой бака. При этом образовался замкнутый контур: стенка бака – дно бака – магнитопровод, верхняя ярмовая балка – элемент (стальной уголок) крепления – стенка. Внутри трансформатора всегда существуют магнитные поля рассеяния. Поэтому во избежание наведения больших потенциалов все металлические части (магнитопровод, ярмовые балки, прессующие кольца и др.) внутри трансформатора заземляются на корпус (каждый элемент только одним заземлением, чтобы не было замкнутого контура). Возникновение дополнительного замыкания привело к созданию замкнутого контура. Вследствие полей рассеяния в этом контуре возник ток, который давал искрение в месте касания и образование пузырьков газа в масле. Крышка трансформатора должна быть такой, чтобы все пузырьки не застревая выходили в расширитель. Для этого крышка путем специальной установки трансформатора имеет небольшой подъем в сторону расширителя, а трубопровод от бака к расширителю также имеет по ПТЭ регламентированный подъем. В этом трубопроводе и устанавливается газовое реле, в общем, все сделано для того, чтобы любой пузырек газа, 101 образовавшийся в масле бака, попал в газовое реле (ГР). А вот в ГР пузырьки газа задерживаются и вытесняют масло из его верхней камеры, при этом поплавок ГР опускается и замыкает контакты. Цвет образовавшегося газа может быть различным: бесцветный газ (воздух), серый (термическое разложение бумаги), желтый (термическое разложение древесины), черный – результат разложения масла. Объем верхней камеры ГР около 0,5 литра, остальной газ выйдет в расширитель. В нижней камере ГР также имеется другой поплавок, опускание которого будет свидетельствовать о понижении уровня масла в трансформаторе ниже уровня ГР. Газовая защита (ГЗ) состоит из двух комплектов: сигнального и отключающего: сигнальный элемент реагирует на появление газа, а отключающий – на опускание уровня масла (нижний поплавок ГР или на толчок масла в трубопроводе в сторону расширителя (струйный элемент ГЗ). В процессе эксплуатации очень важно собрать газ из газового реле, химический и хроматографический анализ покажут причины появления газа в масле. Для этого у оперативного персонала должны быть устройства для отбора пробы газа из ГР. За уровнем масла в трансформаторе необходим контроль оперативным персоналом. Уровень должен соответствовать температуре верхних слоев масла (не окружающего воздуха!). Сигнализаторы повышения температуры масла и понижения уровня масла – это тоже технологические защиты трансформатора. Перед наступлением осеннее – зимнего периода (ОЗП) весь оперативный персонал объектов энергетики проходит специальные противоаварийные тренировки со спецификой работы в условиях низких температур. Одной из стандартных тем является тема со снижением уровня масла в трансформаторе ПС при температуре окружающего воздуха ниже 20 – 25 ºС. В условиях таких температур, при которых запрещаются плановые операции с выключателями и разъединителями, правильные действия персонала должны быть направлены на то, чтобы после появления сигнализации 102 понижения уровня масла в трансформаторе поднять температуру масла путем отключения части охладителей и повышения нагрузки (если повышение нагрузки возможно). Рассмотрим устройство и эксплуатацию высоковольтных вводов. Через вводы питающее напряжение попадает на первичные обмотки и выводятся вторичные напряжения на сборные шины, к которым подключаются потребители. Любой ввод имеет внутреннюю и внешнюю части. Внутренняя часть, находящаяся в масле, имеет значительно меньшие габариты, нежели внешняя часть, находящаяся на воздухе. Для трансформаторов до 110 кВ включительно верхняя часть обмоток находится под потенциалом питающей сети и, следовательно, изоляция верхней части обмоток от верхнего ярма магнитопровода должна выдерживать напряжение питающей сети, при этом высота нижней части ввода 110 кВ примерно равна высоте верхнего ярма. Но для трансформаторов 220 кВ длина нижней части ввода настолько велика, что достигает середины высоты обмоток. Для таких трансформаторов обмотка ВН делается со вводом в середине высоты (рисунок 3.10) и состоит из двух параллельных половин, расположенных вдоль стержня. 1 2 103 Рисунок 3.10 – Активная часть трансформатора 220 кВ, вид сбоку 1 – Нижняя часть ввода 220 кВ; 2 – Перемычка. Обмотки 110 кВ и выше в трансформаторах выполняют по схеме звезда с нулевой точкой. При этом достаточным является выполнение только трех вводов с изоляцией на напряжение сети. Нулевой вывод в обмотке, даже если он и наглухо заземляется, все равно выполняют изолированным, с изоляцией класса 35 кВ. Это на представляет труда, так как ввод 35 кВ – это простой фарфоровый изолятор. А вводы 110 кВ и выше – это сложные и дорогостоящие устройства, которые выполняют маслонаполненными (вводы 110 кВ иногда выполняют с твердой – литой изоляцией). Масло маслонаполненных вводов не связано с маслом самого трансформатора. Изоляция маслонаполненных вводов выполнена из конденсаторной бумаги, такие вводы и называют бумажно – масляными. При этом они могут быть со своим расширителем и герметичными, у которых масло находится под некоторым избыточным давлением. У герметичных вводов имеются сильфонные компенсаторы давления. В эксплуатации оперативный персонал должен отслеживать величины давлений в герметичных вводах. Разумеется, давление в герметичном вводе является функцией температуры – температуры верхних слоев масла. Выход давления за нижнюю границу температурного диапазона свидетельствует о наличии утечки масла (нередко внутрь трансформатора). Повышение давления выше верхней границы температурного диапазона является опасным симптомом процессов нагрева внутри самого ввода. Для контроля за давлением в герметичных вводах на объектах существуют температурные графики с указанием допустимого интервала давлений для каждой температуры. Эти графики разрабатываются заводами – изготовителями вводов. Причем, давление в них указывается на уровне фланца (адаптера) ввода, и манометр устанавливают на этом фланце. В эксплуатации нередко манометр для контроля давления в герметичном вводе устанавливают на стенке бака на уровне 1,6 … 1,7 м от земли (на 104 трансформаторах напряжением 220 кВ и выше фланцы вводов расположены высоко и с земли не всегда видны). Сниженный таким образом манометр будет из – за гидростатического подпора показывать уже несколько увеличенное давление. Это необходимо учитывать для корректировки допустимых интервалов в температурных графиках. Устройство конденсаторного ввода приведено на рисунке 3.11. Рисунок 3.11 – Схематичное устройство конденсаторного ввода Стержень ввода Бумажно – масляная изоляция Крышка трансформатора Металлические обкладки, создающие эквипотенциальные поверхности Проводник а) Стержень ввода ввода С 1 С 2 Вывод ПИН б) Проводник 105 а) устройство; б) эквивалентная схема В процессе эксплуатации возможны случаи выхода из строя конденсаторных вводов, иногда они при этом взрываются, вызывая тяжелые повреждения трансформаторов. Известен случай, когда части взорвавшегося ввода были заброшены на крышу находящегося рядом здания щита управления. На рисунке 3.11 показано, что от последней обкладки через изолятор имеется вывод, называемый ПИН (расшифровывается как приспособление для измерения напряжения). Снимая потенциал с вывода ПИН можно получать информацию о наличии напряжения сети на стержне ввода. Обычно вывод ПИН заземлен. При этом заземляющий проводник шунтирует емкость конденсатора С 2 и через него протекает емкостный ток основной изоляции С 1 ввода. Емкости С 1 вводов разных фаз примерно одинаковы, следовательно, если выводы ПИН вводов разных фаз собрать перед заземлением в трехфазную группу то ток в заземляющем проводнике будет близок к нулю (рисунок 3.12). Рисунок 3.12 – Схема организации контроля исправности вводов Этот факт может быть использован для организации контроля исправности вводов (КИВ). В случае пробоя части конденсаторной изоляции ввода какой – либо фазы емкость этого ввода увеличивается и приводит к перекосу трехфазной системы – увеличению тока в нулевом заземляющем А В С mА Токовое реле Кнопка контроля небаланса 106 проводнике. Защита вводов дает сигнал оперативному персоналу об увеличении тока, также она может иметь и отключающий элемент, действующий на отключение трансформатора при каком – то определенном превышении тока. Для вводов 500 кВ и выше устройство КИВ обычно применяется. В обязанности оперативного персонала ПС входит периодический замер небаланса КИВ с ведением записей в журнале для обнаружения начала возникновения небаланса. У маслонаполненных вводов с расширителями (негерметичных), так же как и у расширителя самого трансформатора, надмасляное пространство расширителя с атмосферой через воздухоосушительный фильтр (ВОФ), заполненный силикагелем. ВОФ имеет индикаторный силикагель синего цвета, который при окрашивании в розовый цвет сигнализирует о том, что ВОФ потерял свойства осушки воздуха (силикагель насытился влагой). В обязанности оперативного персонала ПС входит визуальный контроль индикаторного силикагеля и в ВОФ самого трансформатор и в ВОФ вводов. В заключение темы о трансформаторах рассмотрим вопрос периодических осмотров, на что нужно обращать внимание при осмотрах силовых трансформаторов ПС. Периодические осмотры оборудования проводятся на ПС с постоянным дежурным персоналом не реже, чем один раз в сутки, а на ПС, обслуживаемых оперативно – выездными бригадами – не реже, чем раз в месяц. На многих электросетевых предприятиях персоналу ОВБ выдаются листки осмотра, которые необходимо заполнить и в которых нужно ответить на поставленные вопросы, результаты осмотра сдаются в производственно – техническую службу предприятия. Ну и на ПС с постоянным дежурством нужно при осмотре трансформаторов обращать внимание на те же вопросы: – шум трансформатора, отсутствие вибраций; – состояние заземляющего устройства бака; – положение и состояние заземлителя однополюсного нейтрали (ЗОН) для трансформаторов 110 кВ; 107 – температуру масла по термосигнализатору и наощупь внизу бака; – уровни масла в расширителе трансформатора, в баке РПН и во вводах и их соответствие температуре верхних слоев масла; – давление в герметичных вводах (должно соответствовать температуре верхних слоев масла); – отсутствие подтеканий и капельных течей; – состояние маслоприемного устройства; – состояние индикаторного силикагеля в ВОФ трансформатора и вводов; – состояние фарфоровых покрышек вводов; – целостность мембраны выхлопной трубы; – работающие в данный момент агрегаты охлаждения и соответствие их количества режиму трансформатора и условиям окружающей среды; – работу циркуляционных насосов (нужно проверять по манометру на выходе насоса) и на вибрацию насосов наощупь; – состояние подходящей ошиновки и ее изоляции; – положение РПН (для трансформаторов с РПН); – в зимнее время: включен ли обогрев шкафов РПН, шкафов охлаждения. Так что, товарищи оперативный персонал, берегите трансформаторы своих ПС, трансформатор – это сердце подстанции! 3.2. О параллельной работе трансформаторов Условия параллельной работы трансформаторов определены в нормативном документе «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП)» [12]. [12. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. Госэнергонадзор. М. 2007 г.]. Эти условия таковы: П. 2.1.19. < Допускается параллельная работа трансформаторов (автотрансформаторов) при условии, что ни одна из обмоток не будет 108 нагружена током, превышающим допустимый ток для данной обмотки. Параллельная работа трансформаторов разрешается при следующих условиях: группы соединений обмоток одинаковы; соотношение мощностей трансформаторов не более 1:3; коэффициенты трансформации отличаются не более чем на ± 0,5%; напряжения короткого замыкания отличаются не более чем на ± 10%; произведена фазировка трансформаторов. Для выравнивания нагрузки между параллельно работающими трансформаторами с различными напряжениями короткого замыкания допускается в небольших пределах изменение коэффициента трансформации путем переключения ответвлений при условии, что ни один из трансформаторов не будет перегружен. > В технической литературе, например, в [13] и др. эти условия параллельной работы также многократно повторяются. [13. Алексенко Г.В. Параллельная работа трансформаторов и автотрансформаторов. «Энергия» М. – Л. 1967 г.]. Известно, что сети 110 кВ и выше выполняются в большинстве случаев «закольцованными», а сети 35 кВ и ниже – в подавляющем большинстве случаев являются радиальными. На рисунках 3.13 – 3.16 приведены различные варианты включений двух трансформаторов. Шины 35 кВ Шины 10 кВ Рисунок 3.13 – «Жесткое» включение двух трансформаторов на параллельную работу без выключателей Т 1 Т 2 109 Такое включение применяется весьма редко, в основном на самых простых маломощных сельских подстанциях (ПС). Рисунок 3.14 – Включение двух трансформаторов с выключателями на стороне НН Секционный выключатель как правило держат отключенным – под АВР. Т 1 1 11 Т 2 В 1 В 2 СВ 35 кВ 10 кВ Т 1 1 11 В 1 В 2 СВ 35 кВ 10 кВ СВ В 1 В 2 110 кВ Т 2 110 Рисунок 3.15 – Включение двух трехобмоточных трансформаторов 110 / 35 / 10 кВ с выключателями на сторонах СН и НН Секционные выключатели на сторонах СН и НН как правило держат отключенными – под АВР. Рисунок 3.16 – Включение двух трехобмоточных автотрансформаторов 220 / 110 / 10 кВ с выключателями на сторонах СН и НН Секционные выключатели на сторонах ВН и СН держат включенными, АТ 1 1 11 В 1 В 2 СВ 110 кВ 10 кВ СВ В 1 В 2 220 кВ АТ 2 СВ ВЛ 1 220 кВ ВЛ 2 220 кВ 111 на стороне НН – отключенным. На рисунках 3.13 – 3.16 такие коммутационные аппараты, как разъединители, не показаны. Цель выполнения условий п. 2.1.19 проста и понятна – минимизация уравнительных токов и, следовательно, дополнительных потерь энергии при параллельной работе. Но эти условия неукоснительно должны соблюдаться только для непрерывной (постоянной) длительной работы в параллельном режиме. Это трансформаторы для передачи электроэнергии из «закольцованной» сети одного напряжения в «закольцованную» сеть другого напряжения, например, из сети ВН в сеть СН по рисунку 3.16. В радиальных сетях (35 кВ и ниже) секционные выключатели включаются на очень короткий период – для выполнения безобрывного перевода питания радиальной сети на один трансформатор. Это время может составлять от нескольких секунд до нескольких минут. Оно складывается из операции включения секционного выключателя, проверки распределения нагрузки по вводам НН (СН) и отключения вводного выключателя выводимого из работы трансформатора. Здесь критерий минимизации потерь при кратковременном параллельном включении не имеет большого значения и требования п. 2.1.19 в этой части могут быть значительно ослаблены. Теперь остается единственный критерий – не потерять в течение этого короткого периода параллельную работу из – за уравнительных токов при запараллеливании, то есть, чтобы не сработали защиты. Секционный или вводной выключатели могут отключиться установленными на трансформаторах защитами сети НН (СН). Уравнительный ток определяется по известной формуле (рисунок 3.17). 112 ΔŪ Ī ур = ––––––––– Z к1 + Z к2 Рисунок 3.17 – Поясняющая векторная диаграмма и формула для определения уравнительного тока Встает вопрос, как же в реальных условиях определить этот уравнительный ток, чтобы сравнить его с уставками защит? Разумеется, речь может идти только о снижении требований к условию равенства коэффициентов трансформации. В качестве Z в формуле используется сумма переходных сопротивлений самих трансформаторов и других элементов от точки соединения по стороне ВН до точки соединения по стороне НН (СН). При этом может иметь место и некоторый угловой сдвиг напряжений по обеим сторонам секционного выключателя, вызванный различием нагрузок в ВЛ. Величины же напряжений определяются по вольтметрам, установленным на секциях. Угловой сдвиг на практике определить невозможно, а напряжения на секциях стремятся, по возможности, выровнять. Можно также попытаться перенести (приблизить) к запараллеливаемым трансформаторам точку разветвления со стороны ВН – на ВЛ – включением выключателей какой либо перемычки, если такая возможность имеется. Конкретные величины расхождений в напряжениях по секциям, допускаемые для запараллеливания при различных схемах легко могут быть определены расчетом путем определения уравнительного тока и сравнения его величины с уставками защит. U 1 U 2 ΔU |