Тема 2.3 Эксплуатация силовых трансформаторов и автотрансформаторов 3 страница
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 uк.
Параллельная работа трансформаторов, принадлежащих к разным группам соединений, невозможна по той причине, что между их вторичными обмотками возникает напряжение, обусловленное углом сдвига φ между векторами вторичных напряжений.
Уравнительный ток Iу2 определяется по формуле
где φ — угол сдвига векторов вторичных напряжений трансформаторов; Iном1 и Iном2 — номинальные токи первого и второго трансформаторов.
Пример. Определить уравнительный ток, предположив, что на параллельную работу были ошибочно включены два трансформатора, имеющих одинаковые технические данные Iном1 = Iном2 =Ihom; uk1 =uк2=uк), 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 uк=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 | + | -- | -- | + | -- | |
| ВС | -- | + | — | — | + | |
| СА | — | — | + | _ | + |
Если проверкой будет установлено, что трансформатор имеет не предполагаемую, а другую группу соединений, то практически имеется возможность изменять некоторые
| |
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 Кэ. Он показывает потери активной мощности в киловаттах, связанные с производством и распределением 1 квар реактивной мощности. Средние значения коэффициента Кэ для различных трансформаторов приведены ниже:
Трансформаторы: Кэ
повышающие и с. н. станции..................... .. 0,02
в сетях 6—10 кВ, питающиеся от шин генераторного на-
пряжения 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 ΣS — полная нагрузка подстанции, кВ∙А; Sном — номинальная мощность одного трансформатора, кВ∙А; n — число параллельно включенных трансформаторов; Рх — активные потери XX, кВт; Рк — активные потери КЗ, кВт; Qc — реактивные потери XX квар; QM — 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 ненагружснных 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 газосодержание, 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