irbis.amursu.ru · 4 1. РАБОЧАЯ ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ 1. ЦЕЛИ И...

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования «Амурский государственный университет»

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ПО ДИСЦИПЛИНЕ

Направление подготовки: 140400.68 – «Электроэнергетика и электротехника»

Благовещенск

2013 г.

2

УМКД разработан канд. техн. наук, доц. А.Н. Козловым Рассмотрен на заседании кафедры энергетики

Протокол заседания кафедры № _____ от «____» ________________ 20__ г.

Зав. кафедрой ____________ /_______Савина Н.В._____ /

(подпись) (фамилия, имя, отчество)

СОГЛАСОВАНО:

Протокол заседания УМСМ __________________________________________

№ ______ от «____» ________________ 20__ г.

Председатель УМСМ _________________ / /

(подпись) (фамилия, имя, отчество)

3

СОДЕРЖАНИЕ

1 Рабочая программа дисциплины 4 2 Учебное пособие 13 3 Методические указания к практическим занятиям 151

4 Карта обеспеченности дисциплины кадрами профессорско-преподавательского состава 279

4

1. РАБОЧАЯ ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ

1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ОСВОЕНИЯ ДИСЦИПЛИНЫ

Цель дисциплины – подготовка студентов к практической деятельности в области эксплуатации энергосистем в качестве специалиста, работающего в сфере эксплуатации энергетического оборудования или управления энергосистемами на любом уровне (энерго-система, предприятие электрических сетей, район электрических сетей).

Основные задачи дисциплины – усвоение организационной структуры управления энергетикой, уровней административно-хозяйственного и оперативного управления энерго-системой, научных основ эксплуатации электрических станций и подстанций, выработка умений и навыков планирования и организации эксплуатации, умения и навыков анализиро-вать существующий уровень эксплуатации электрооборудования станций и подстанций и намечать пути повышения качества эксплуатации.

Базовыми для данной дисциплины являются курсы «Современные проблемы электро-энергетики» и «Электротехническое оборудование последнего поколения».

2. МЕСТО ДИСЦИПЛИНЫ В СТРУКТУРЕ ООП ВПО:

Дисциплина «Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения» отно-сится к базовой части профессиональные цикла М2.Б основной образовательной программы подготовки магистров по направлению 140400.68 «Электроэнергетика и электротехника» и предусмотрена в учебном плане под шифром М2.Б.3.

Изучение основ эксплуатации электроэнергетических систем и систем электроснаб-жения базируется на сведениях, излагаемых в дисциплине: «Современные проблемы элек-троэнергетики» и «Электротехническое оборудование последнего поколения». Знания, полу-ченные при освоении дисциплины, могут быть востребованы при выполнении выпускной квалификационной работы.

3. КОМПЕТЕНЦИИ ОБУЧАЮЩЕГОСЯ, ФОРМИРУЕМЫЕ В РЕЗУЛЬТАТЕ ОСВОЕНИЯ ДИСЦИПЛИНЫ

Процесс изучения дисциплины направлен на формирование следующих компетенций:

– готовности эксплуатировать, проводить испытания и ремонт технологического обо-рудования электроэнергетической и электротехнической промышленности (ПК-18);

– способности разработки планов, программ и методик проведения испытаний элек-тротехнических и электроэнергетических устройств и систем (ПК-22);

– способности определять эффективные производственно-технологические режимы работы объектов электроэнергетики и электротехники (ПК-23);

– способности к реализации мероприятий по экологической безопасности предпри-ятий (ПК-33);

– способности к монтажу, регулировке, испытаниям и сдаче в эксплуатацию электро-энергетического и электротехнического оборудования (ПК-45);

– способности к наладке и опытной проверке электроэнергетического и электротехни-ческого оборудования (ПК-46);

– способности к проверке технического состояния и остаточного ресурса оборудова-ния и организации профилактических осмотров и текущего ремонта (ПК-47);

– готовности к приемке и освоению вводимого оборудования (ПК-48); – готовности к составлению заявок на оборудование и запасные части и подго-

товке технической документации на ремонт (ПК-49);

5

– готовности к составлению инструкций по эксплуатации оборудования и программ испытаний (ПК-50).

В результате изучения дисциплины студенты должны: – знать нормальные, аварийные и специальные режимы работы различных типов

ЛЭП, трансформаторов, двигателей и других устройств, основные организационные и техни-ческие требования при эксплуатации энергетических объектов предприятий электрических сетей;

– получить умения и навыки по испытаниям электрооборудования, предупреждению повреждений и отказов;

– овладеть практическими вопросами эксплуатации основного и вспомогательного электрооборудования, электрических аппаратов и проводников, навыками оценки уровня эксплуатации электрооборудования и формирования пути его совершенствования.

4. СТРУКТУРА И СОДЕРЖАНИЕ ДИСЦИПЛИНЫ «ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ»

Общая трудоемкость дисциплины составляет 4 зачетные единицы, 144 часа.

Виды учебной работы, включая

самостоятельную работу студентов

и трудоемкость (в часах)

№ п/п

Модуль дисциплины

Сем

естр

Нед

еля

сем

е-ст

ра

Лк. Пр. Лб. СР

Формы текущего контроля

1 Модуль 1 «Характеристика

структуры Единой энергети-

ческой системы России» 1.1. Объединенные энергосис-темы в составе ЕЭС России

3 1

2

2

4

Посещение лекций. Отчеты по выполнению практических работ.

2 Модуль 2 «Маневренность и

мобильность электрических

станций»

2.1. Участие электростанций различного типа в покрытии суточного графика на-грузки

3

2

2

4

Посещение лекций. Отчеты по выполнению практических работ.

3 Модуль 3 «Нагрев электро-

оборудования»

3.1. Измерение температуры электрического оборудования

5

2

4

4

8

Посещение лекций. Отчеты по выполнению практических и лабораторных работ.

6

4 Модуль 4 «Эксплуатация

трансформаторов»

4.1. Некоторые вопросы экс-плуатации трансформаторов

7

2

4

6

8



распределительных уст-

ройств и линий электропе-

редачи»

5.1. Эксплуатация распреде-лительных устройств 5.2. Эксплуатация линий электропередачи

9 11

2 2

2 4

4 2

6 6


Модуль 6 «Эксплуатация

электродвигателей»

Вопросы модуля разбираются на практических и лаборатор-ных занятиях

6 8 12 Отчеты по выполнению практических и лабораторных работ.

5 . СОДЕРЖАНИЕ РАЗДЕЛОВ И ТЕМ ДИСЦИПЛИНЫ

5.1 ЛЕКЦИИ

Модуль 1 «Характеристика структуры Единой энергетической системы России» Тема 1. Объединенные энергосистемы в составе ЕЭС России. ОЭС Северо-Запада. ОЭС Центра. ОЭС Средней Волги. ОЭС Урала. ОЭС Юга. ОЭС Сибири. ОЭС Дальнего Востока. Основная электрическая сеть объединенных энергосистем ЕЭС России.

Модуль 2 «Маневренность и мобильность электрических станций» Тема 2. Участие электростанций различного типа в покрытии суточного графика нагрузки. Маневренность тепловых электрических станций. Регулирование частоты и мощ-ности тепловых электростанций. Особенности эксплуатации и маневренность АЭС. Особен-ности эксплуатации и маневренность ГЭС.

Модуль 3 «Нагрев электрооборудования»

Тема 3. Измерение температуры электрического оборудования. Классы нагревостойко-сти изоляции. Метод терморезистора. Метод термопары. Бесконтактное измерение темпера-туры.

Модуль 4 «Эксплуатация трансформаторов»

Тема 4. Некоторые вопросы эксплуатации трансформаторов. Требования Правил техни-ческой эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Хроматографи-ческий анализ растворенных газов (ХАРГ). Критерии распознавания классов технического состояния вводов. Фазировка трансформаторов. Регенерация масла в трансформаторе, нахо-дящемся в работе. Модуль 5 «Эксплуатация распределительных устройств и линий электропереда-

чи»

7

Тема 5. Эксплуатация распределительных устройств. Требования Правил техни-ческой эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Эксплуатация выключателей. Эксплуатация разъединителей. Тема 6. Эксплуатация линий электропередачи. Охрана воздушных линий. Периодические и внеочередные осмотры линий. Техническое обслуживание, ремонт и техническое перевоо-ружение ВЛ. Работа на ВЛ без снятия напряжения. Силовые кабельные линии.

Модуль 6 «Эксплуатация электродвигателей»

Вопросы разбираются на практических и лабораторных занятиях. В рамках модуля вы-полняется контрольная работа по оценке возможности перерыва питания на шинах нагрузки по условиям самозапуска электродвигателя и расчет самозапуска электродвигателя:

Требования Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Россий-ской Федерации. Надзор и уход за электродвигателями. Неисправности электродвигателей.

5.2 ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАНЯТИЯ На практических занятиях решаются две группы задач. Первая группа, связанная с лекционным курсом: 1. Определение допустимой величины и длительности систематической перегрузки

трансформатора 2. Расчет токораспределения при параллельной работе трехобмоточных трансфор-

маторов на двух обмотках при работе третьей обмотки на выделенную нагрузку 3. Нагрев силового трансформатора при нормальной работе. 4. Нагрев силового трансформатора в режиме короткого замыкания 6. Расчет уравнительной мощности и загрузки при параллельной работе трансфор-

маторов, отличающихся номинальными параметрами 7. Расчет потерь мощности и энергии в трехобмоточном трансформаторе 8. Расчет неполнофазного режима, возникающего на трансформаторе, питающемся по

тупиковой ВЛ 110 кВ от системы бесконечной мощности, при обрыве одной фазы ВЛ 9. Просмотр учебного фильма «Ремонт силового трансформатора». Вторая группа – вопросы, выносимые на изучение только на практических занятиях: 1. Оценка устойчивости узла нагрузки при потере связи с системой неограниченной

мощности

2. Оценка возможности перерыва питания на шинах нагрузки по условиям самозапус-ка электродвигателя

3. Расчет самозапуска электродвигателя 4. Изучение схем устройств автоматики ввода резерва 5. Расчет возможности применения несинхронного АПВ на линии электропередачи с

двусторонним питанием.

5.3 ЛАБОРАТОРНЫЕ РАБОТЫ На лабораторных занятиях закрепляются теоретические знания студентов, получен-

ные на лекциях, а также формируются навыки по выполнению испытаний и анализу полу-ченных результатов. В рамках часов отведенных эти занятия, могут быть выполнены лабора-торные работы из следующего перечня:

1. Синхронизация и ресинхронизация синхронных генераторов 2. Испытания синхронного генератора 3. Обследование устройства РПН мощного трансформатора 4. Проведение измерения сопротивления изоляции обмоток двигателя. 5. Определение полярности соединения обмоток

8

6. Определение моментно-скоростных характеристик электродвигателей собственных нужд станции

7. Разработка бланка на оперативные переключения в ОРУ станции и их проведение. 8. Блокировки коммутационных аппаратов.

6. САМОСТОЯТЕЛЬНАЯ РАБОТА СТУДЕНТОВ

№ п/п

№ раздела (темы) дисциплины Форма (вид) самостоятельной работы Трудоемкость

в часах Семестр 3

1 Модуль 1 «Характеристика

структуры Единой энерге-

тической системы России»

Подготовка отчетов по выполнению практических работ.

4

2 Модуль 2 «Маневренность и

мобильность электриче-

ских станций»

Подготовка отчетов по выполнению практических работ.

4

3 Модуль 3 «Нагрев электро-

оборудования»

Подготовка отчетов по выполнению практических и лабораторных работ.

8


трансформаторов» Подготовка отчетов по выполнению практических и лабораторных работ.

8


распределительных уст-

ройств и линий электропе-

редачи»


12


электродвигателей»


12

6.1. Контрольная работа Целью контрольной работы является освоение, в основном – самостоятельно – вопро-

сов, связанных с эксплуатацией электродвигателей. В рамках работы, в соответствии с за-данным вариантом, выполняется оценка возможности перерыва питания на шинах нагрузки по условиям самозапуска электродвигателя и расчет самозапуска электродвигателя. Одним из определяющих условий задания является поиск в новейшей специализированной литера-туре – журналах, монографиях, либо по Интернету, материалов по вопросу для углубленной проработки.

7. МАТРИЦА КОМПЕТЕНЦИЙ УЧЕБНОЙ ДИСЦИПЛИНЫ.

9

Компетенции

Разделы ПК-18

ПК-22

ПК-23

ПК-33

ПК-45

ПК-46

ПК-47

ПК-48

ПК-49

ПК-50

ИТОГО Σ

общее ко-личество

компетен-ций

Модуль 1 «Характе-

ристика структуры

Единой энергетиче-

ской системы Рос-

сии»

+ + + 3

Модуль 2 «Манев-

ренность и мобиль-

ность электриче-

ских станций»

+ + + + 4

Модуль 3 «Нагрев

электрооборудова-

ния» + + + + + + + 7

Модуль 4 «Эксплуа-

тация трансфор-

маторов» + + + + + + + + + + 7


тация распредели-

тельных устройств

и линий электропе-

редачи»

+ + + + + + + + + + 10


тация электродви-

гателей»

+ + + + + + + + + + 10

8. ОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Наилучшей гарантией глубокого и прочного усвоения дисциплины «Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения» является заинтересованность студентов в приобретении знаний. Поэтому для поддержания интереса студентов к материалу дисципли-ны необходимо использовать различные образовательные технологии и задействовать все атрибуты процесса научного познания.

При преподавании дисциплины «Эксплуатация электрических сетей и систем элек-троснабжения» используется технология модульного обучения.

При чтении лекций по данной дисциплине используется такой неимитационный ме-тод активного обучения, как «Проблемная лекция». Перед изучением модуля обозначается проблема, на решение которой будет направлен весь последующий материал модуля.

При выполнении практических и лабораторных работ используется прием интерак-тивного обучения «Кейс-метод»: задание студентам для подготовки к выполнению лабора-торной работы имитирует реальное событие; с преподавателем обсуждаются цели работы и ход ее выполнения; при защите работы - обсуждение и анализ полученных результатов; об-суждение теоретических положений, справедливость которых была установлена в процессе выполнения лабораторной работы.

9. ОЦЕНОЧНЫЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ТЕКУЩЕГО КОНТРОЛЯ УСПЕВАЕМО-

СТИ, ПРОМЕЖУТОЧНОЙ АТТЕСТАЦИИ ПО ИТОГАМ ОСВОЕНИЯ ДИСЦИПЛИ-

10

НЫ И УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБО-ТЫ СТУДЕНТОВ

В процессе изучения дисциплины «Эксплуатация электрических сетей и систем элек-

троснабжения» предусмотрены следующие виды промежуточного контроля знаний студен-тов:

– выполнение контрольной работы; – подготовка конспектов по темам, выносимым на самостоятельное изучение; – экспресс-опрос лектора по итогам изучения модулей курса; – выполнение и защита отчетов по практическим занятиям и лабораторным работам. 9.1. Подготовка конспектов по темам на самостоятельное изучение:

- Надзор и уход за электродвигателями - Неисправности электродвигателей - Схемы устройств автоматики ввода резерва - Нагрев силовых трансформаторов различных типов в нормальном режиме. - Оценка устойчивости узла нагрузки при потере связи с системой неограничен-

ной мощности.

9.2 Экзаменационные вопросы 1. Структура Единой энергетической системы России 2. Участие электростанций различного типа в покрытии суточного графика нагрузки 3. Маневренность тепловых электрических станций 4. Конструктивные особенности сухих трансформаторов 5. Регулирование частоты и мощности тепловых электростанций 6. Особенности эксплуатации и маневренность АЭС 7. Особенности эксплуатации и маневренность ГЭС 8. Регулирование стока в водохранилищах 9. Измерение температуры электрического оборудования 10. Применение метода терморезистора 11. Бесконтактное измерение температуры 12. Измерение температуры методом изменения физического состояния измерителя 13. Хроматографический анализ растворенных газов (ХАРГ) 14. Критерии распознавания классов технического состояния вводов 15. Фазировка трансформаторов 16. Регенерация масла в трансформаторе, находящемся в работе 17. Эксплуатация выключателей 18. Эксплуатация разъединителей 19. Охрана воздушных линий 20. Периодические и внеочередные осмотры линий 21. Техническое обслуживание, ремонт и техническое перевооружение ВЛ 22. Работа на ВЛ без снятия напряжения 23. Силовые кабельные линии 24. Надзор и уход за электродвигателями 25. Неисправности электродвигателей

10. УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ И ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

ДИСЦИПЛИНЫ «ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ»

11

а) основная литература:

1. Козлов, Александр Николаевич. Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения [Текст] : учеб. пос. / А.Н. Козлов, В.А. Козлов, А.Г. Ротачева. – Благове-щенск: Амурский гос. ун-т, 2013. – 145 с. 2. Рожкова, Лениза Дмитриевна. Электрооборудование электрических станций и подстанций [Текст] : учеб. : доп. УМО / Л. Д. Рожкова, Л. К. Карнеева, Т. В. Чиркова, 2009. – 448 с.

б) дополнительная литература:

1. Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения [Текст] : Ме-тод. указ. к практ. зан. / Сост.: А.Н. Козлов, В.А. Козлов, А.Г. Ротачева. – Благовещенск: Амурский гос. ун-т, 2013. – 123 с.

2. Мусаэлян, Эрик Суренович. Наладка и испытание электрооборудования элек-тростанций и подстанций [Текст] : учеб.: доп. Мин. энергетики и электрификации СССР / Э. С. Мусаэлян, 1979. - 464 с.

3. Мандрыкин, Сергей Андреевич. Эксплуатация и ремонт электрооборудования станций и сетей [Текст] : учеб. / С. А. Мандрыкин, А. А. Филатов, 1983. - 344 с.

4. Рожкова, Лениза Дмитриевна. Электрооборудование станций и подстанций [Текст] : учеб. / Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин, 1987. - 648 с.

в) периодические издания:

1. «Электричество». 2. «Электрические станции». 3. «Энергетик». 4. «Промышленная энергетика». 5. «Электротехника». 6. «Электрика». 7. «Энергохозяйство за рубежом». 8. «Electrical Power and Energy Systems». 9. «IEEE Transactions. Power systems». 10. «Energy Policy». 11. «Вестник ИГЭУ». 12. «Вестник Московского энергетического института». 13. «Известия вузов. Электромеханика». 14. «Известия РАН. Энергетика». 15. «Новости электротехники» 16. «Амурский дилижанс». 17. «Вестник Амурского государственного университета». 18. «Энергетика. Сводный том». 19. «Электротехника. Сводный том»

г) программное обеспечение и Интернет-ресурсы:

№ Наименование ресурса Краткая характеристика

12

1 http://www.twirpx.com/ Интернет-библиотека, в которой собраны электронные учебники, справочные и учебные пособия

2 http://books.google.ru/

Поиск книг Google. Поиск по всему тексту примерно семи миллионов книг: учебная, научная, справочники и другие виды книг

3 http://www.nelbook.ru/ В электронной библиотеке "НЭЛБУК" представлены книги из каталога Издательского дома МЭИ

11. МАТЕРИАЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДИСЦИПЛИНЫ

«ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕ-НИЯ» № п/п

Наименование ла-бораторий, ауд.

Основное оборудование

1 2 3 1 207 (6)

Лаборатория элек-трообору-дования

Комплекты учебно-лабораторного оборудования, на котором студенты могут изучать устройство электрооборудования и работу блокировок при производстве переключений

2 107 (6) Высоковольтная лаборатория

Учебное распределительное устройство 10 кВ, в состав кото-рого входят ячейки: - секционного выключателя; - отходящей линии - трансформатора напряжения - шинный мост.

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

13

высшего профессионального образования АМУРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

А.Н. Козлов, В.А. Козлов, А.Г. Ротачева

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Учебное пособие


Издательство АмГУ 2013

ББК 31.26я73 К 59

Печатается по решению редакционно-издательского совета Амурского государственного

14

университета

Разработано в рамках реализации гранта «Подготовка высококвалифи-

цированных кадров в сфере электроэнергетики и горно-

металлургической отрасли для предприятий Амурской области» по за-

казу предприятия-партнера ОАО «Дальневосточная распределитель-

ная сетевая компания»

Рецензенты: А.С. Блейхман, заместитель генерального директора OAO «Дальнево-

сточная распределительная сетевая компания» (ОАО «ДРСК», г. Благове-щенск), канд. техн. наук, доцент.

А.И. Федотов, профессор кафедры «Электроэнергетические системы и сети» Казанского государственного энергетического университета (КГЭУ, г. Казань), д-р. техн. наук.

Козлов А.Н., Козлов В.А., Ротачева А.Г. К59 Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения: учебное пособие / А.Н. Козлов, В.А. Козлов, А.Г. Ротачева. – Благовещенск: Изд-во АмГУ, 2013. – 145 с.

Учебное пособие предназначено для подготовки магистров по направлению 140400.68 «Электроэнергетика и электротехника» магистерской программы «Электроэнергетические системы и сети». Рассмотрены особенности конструктивного исполнения и основные вопро-сы эксплуатации современных электрических аппаратов и устройств, применяемых на объ-ектах электроэнергетических систем.

В.А. Козловым проведен поиск информации в Интернете и подготовлены материалы по эксплуатации воздушных и кабельных линий; А.Г. Ротачевой подготовлены материалы по эксплуатации распределительных устройств; А.Н. Козловым подготовлены материалы остальных разделов пособия и выполнена общая редакция рукописи.

В авторской редакции.

ББК 31.26я73

©Амурский государственный университет, 2013

ПРЕДИСЛОВИЕ

15

Круг вопросов, с которыми приходится иметь дело специалисту-энергетику, очень широк. Правила технической эксплуатации предписывают, что и когда следует выполнять при эксплуатации электроустановок; материалы заводов-изготовителей и производственные инструкции – наиболее целесооб-разные способы выполнения предписаний ПТЭ. В настоящем учебном пособии составители старались объяснить, почему к режимам работы электрооборудо-вания предъявляются те или иные требования, и показать, что указания инст-рукций обеспечивают наиболее эффективное выполнение этих требований. Дисциплина «Эксплуатация электрических сетей и систем электроснаб-жения» введена в учебный план подготовки магистров по направлению 140400.68 «Электроэнергетика и электротехника» магистерской программы «Электроэнергетические системы и сети» в Амурском государственном уни-верситете по согласованию с предприятиями, принимающими на работу выпу-скников энергетического факультета.

Целью освоения дисциплины является получение знаний об особенно-стях конструкции и режимах работы электрических сетей и электрооборудова-ния подстанций и основных вопросах эксплуатации.

Освоение данной дисциплины помогает студенту в приобретении сле-дующих компетенций:

– способности проявлять инициативу, в том числе в ситуациях риска, брать на себя всю полноту ответственности за свои решения в рамках профес-сиональной компетенции, способности разрешать проблемные ситуации (ОК- 5);

– способности использовать знания правовых и этических норм при оцен-ке последствий своей профессиональной деятельности, при разработке и осу-ществлении социально значимых проектов (ОК-7);

– способности к профессиональной эксплуатации современного оборудо-вания и приборов (в соответствии с целями магистерской программы) (ПК- 7);

– готовности использовать современные и перспективные компьютерные и информационные технологии (ПК-9);

– готовности эксплуатировать, проводить испытания и ремонт технологи-ческого оборудования электроэнергетической и электротехнической промыш-ленности (ПК-18);

– способности принимать решения в области электроэнергетики и элек-тротехники с учетом энерго- и ресурсосбережения (ПК-21);

– способности определять эффективные производственно-технологические режимы работы объектов электроэнергетики и электротехни-ки (ПК-23);

16

Дисциплина «Эксплуатация электрических сетей и систем электроснаб-жения» относится к вариативной части профессиональные цикла М2.В основ-ной образовательной программы подготовки магистров по указанному выше направлению. Учебным планом предусмотрено, что общие трудозатраты по дисциплине составляют 4 зачетные единицы трудоемкости (ЗЕТ). Число часов, выделяемое на изучение дисциплины – 144, в том числе 12 – лекции, 24 – лабо-раторные работы, 24 – практические занятия. Запланировано выполнение кон-трольной работы.

Знания, полученные при освоении дисциплины, могут быть востребованы при выполнении выпускной квалификационной работы. Настоящее учебное пособие – очередная часть комплекта учебно-методических материалов, разрабатываемого кафедрой энергетики Амурского государственного университета, в которой найдут отражение разделы, преду-смотренные государственными образовательными стандартами при изучении дисциплины «Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения» и родственных ей.

В пособии в основном содержатся материалы лекционной части дисцип-лины. Часть разделов может быть использована при подготовке к лаборатор-ным и практическим занятиям и при выполнении контрольной работы. Разра-ботка учебно-методических материалов по этим позициям учебного плана ве-дется в настоящее время.

ВВЕДЕНИЕ

17

Правильный выбор параметров и режимов работы электрических аппара-тов имеет большое значение для устойчивого функционирования электроэнер-гетических систем и систем электроснабжения. Знание принципов выполнения и особенностей эксплуатации современ-ного электрооборудования обязательно для выпускника энергетического фа-культета. Основные сведения о правилах эксплуатации содержатся в [1] и [2]. Материалы [1] обязательны для тепловых электростанций, работающих на ор-ганическом топливе, гидроэлектростанций, электрических и тепловых сетей Российской Федерации и для организаций, выполняющих работы примени-тельно к этим объектам. Но, поскольку ведется постоянная работа по совер-шенствованию электрооборудования, появляется дополнительная информация в виде отдельных статей, обзоров и справочно-информационных материалов предприятий и фирм, выпускающих те или иные электрические аппараты и приборы. В основу настоящего учебного пособия положены материалы [1] и [2], дополненные сведениями, появившимися в распоряжении составителей при поиске необходимой информации в сети «Интернет».

1. ХАРАКТЕРИСТИКА СТРУКТУРЫ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ [3]

18

Единая энергетическая система России – развивающийся в масштабе всей

страны высокоавтоматизированный комплекс электростанций, электрических сетей и объектов электросетевого хозяйства, объединенных единым технологи-ческим режимом и централизованным оперативно-диспетчерским управлением.

ЕЭС России – крупнейшее в мире синхронно работающее электроэнерге-тическое объединение, охватывающее с запада на восток около 7 тыс. км и с се-вера на юг – более 3 тыс. км. Развитие ЕЭС России происходило путем поэтапного объединения и ор-ганизации параллельной работы региональных энергетических систем, форми-рования межрегиональных объединенных энергосистем (ОЭС) и их последую-щего объединения в составе Единой энергетической системы. Переход к такой форме организации электроэнергетического хозяйства был обусловлен необхо-димостью более рационального использования энергетических ресурсов, по-вышения экономичности и надежности электроснабжения страны.

На конец 2005 г. в составе ЕЭС России параллельно работали шесть объ-единенных энергосистем – Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Урала, Юга, Сибири – рис. 1 [3, 4].

Рис. 1. Объединенные энергосистемы в составе ЕЭС России [4]

ОЭС Востока, включающая 4 региональные энергосистемы Дальнего Востока, работает раздельно от ОЭС Сибири. Точки раздела между этими объ-единенными энергосистемами находятся на транзитной высоковольтной линии (ВЛ) 220 кВ, соединяющей ОЭС Сибири и ОЭС Востока – рис. 1, и устанавли-ваются оперативно в зависимости от складывающегося баланса обоих энерго-

19

объединений (в нормальных условиях точка раздела находится со стороны ОЭС Востока, а при дефиците мощности в ОЭС Сибири точка раздела переносится) [3].

Опыт более чем 40 летней работы ЕЭС России показал, что создание це-лостной единой системы, несмотря на относительную слабость сетевых связей Европейская часть России – Сибирь и Сибирь – Дальний Восток, дает ощути-мую экономию затрат на производство электроэнергии за счет эффективного управления перетоками электрической энергии и способствует надежному энергоснабжению страны.

ОЭС Северо-Запада. В составе ОЭС Северо-Запада работают энергообъ-екты, расположенные на территориях г. Санкт-Петербурга, Мурманской, Кали-нинградской, Ленинградской, Новгородской, Псковской, Архангельской облас-тей, республик Карелия и Коми. ОЭС обеспечивает синхронную параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами стран Балтии и Белоруссии, а также не-синхронную параллельную работу (через конвертор) с энергосистемой Фин-ляндии и экспорт электроэнергии в страны, входящие в объединение энерго-систем Скандинавии НОРДЕЛ (Дания, Финляндия, Норвегия, Швеция) – рис. 2 [5].

Отличительными особенностями ОЭС Северо-Запада являются: – протяженные (до 1000 км) одноцепные транзитные ВЛ 220 кВ (Вологда

– Архангельск – Воркута) и 330 кВ (Санкт-Петербург – Карелия – Мурманск); – большая доля электростанций, работающих в базовом режиме (крупные

АЭС и ТЭС), обеспечивающие около 90% суммарной выработки электроэнер-гии в ОЭС.

Из-за этих особенностей регулирование неравномерности суточного и се-зонного суммарных графиков электропотребления ОЭС происходит, в основ-ном, за счет межсистемных перетоков мощности. Это приводит к реверсивной загрузке внутрисистемных и межсистемных транзитных линий 220–750 кВ практически до максимально допустимых величин.

ОЭС Центра. ОЭС Центра является наиболее крупной (по сосредоточен-ному в ней производственному потенциалу) объединенной энергосистемой в ЕЭС России. В составе ОЭС Центра работают энергообъекты, расположенные на территориях г. Москвы, Ярославской, Тверской, Смоленской, Московской, Ивановской, Владимирской, Вологодской, Костромской, Нижегородской, Ря-занской, Тамбовской, Брянской, Калужской, Тульской, Орловской, Курской, Белгородской, Воронежской и Липецкой областей, а генерирующие мощности электростанций объединения составляют около 25% от суммарной генерирую-щей мощности ЕЭС России.

20

Рис. 2. Карта-схема электрических сетей ОЭС Северо-Запада [5]

Отличительными особенностями ОЭС Центра являются: – ее расположение на стыке нескольких ОЭС (СевероЗапада, Средней

Волги, Урала и Юга), а также энергосистем Украины и Белоруссии; – самая высокая в ЕЭС удельная доля атомных электростанций в структу-

ре генерирующей мощности; – большое количество крупных узлов электропотребления, связанных с

предприятиями черной металлургии, а также крупных промышленных город-ских центров (Вологодско-Череповецкий, Белгородский, Липецкий, Нижего-родский);

– наличие крупнейшей в России Московской энергосистемы, которая предъявляет повышенные требования к обеспечению надежности режимов энергоснабжения и отличается в настоящее время высокими темпами и боль-шой величиной прироста электропотребления;

– необходимость широкого привлечения энергоблоков тепловых электро-станций к процессу регулирования частоты и перетоков мощности для повы-шения гибкости управления режимами и надежности ОЭС.

ОЭС Средней Волги. В составе ОЭС Средней Волги работают энергообъ-екты, расположенные на территориях Пензенской, Самарской, Саратовской, Ульяновской областей, Мордовской, Татарской, Чувашской и Марийской рес-публик.

21

ОЭС располагается в Центральной части ЕЭС России и граничит с ОЭС Центра и Урала, а также с энергосистемой Казахстана. ОЭС обеспечивает тран-зитную передачу мощности – до 4300 МВт с востока на запад и до 3800 МВт с запада на восток, что позволяет наиболее эффективно использовать в течение суток генерирующие мощности как самого объединения, так и ОЭС Центра, Урала и Сибири.

Отличительной особенностью ОЭС Средней Волги является значительная доля гидрогенерирующих мощностей (ГЭС Волжско-Камского каскада), что позволяет оперативно изменять генерацию в широком диапазоне до 4880 МВт, обеспечивая как регулирование частоты в ЕЭС России, так и поддержание ве-личины транзитных перетоков с ОЭС Центра, Урала и Сибири в заданных пре-делах.

ОЭС Урала. ОЭС Урала образована из энергообъектов, расположенных на территориях Свердловской, Челябинской, Пермской, Оренбургской, Тюмен-ской, Кировской, Курганской областей, Удмуртской и Башкирской республик. Их объединяет более 106 тысяч километров линий электропередачи (четверть суммарной протяженности ВЛ ЕЭС России) напряжением 500–110 киловольт, расположенных на территории площадью почти 2,4 миллиона квадратных ки-лометров. В составе ОЭС Урала работают 106 электростанций, суммарная ус-тановленная мощность которых составляет свыше 42 тыс. МВт или 21,4% от суммарной установленной мощности электростанций ЕЭС России. ОЭС распо-ложена в центре страны, на стыке ОЭС Сибири, Центра Средней Волги и Ка-захстана.

Отличительными особенностями ОЭС Урала являются: – сложная многокольцевая сеть 500 кВ, в которой ежедневно от двух до

восьми ВЛ 500 кВ отключены для планового или аварийного ремонта, а также резерв по напряжению;

– значительные суточные колебания величины электропотребления с ве-черним спадом (скорость до 1200 МВт. час) и утренним ростом (скорость до 1400 МВт. час), вызванные высокой долей промышленности в потреблении Урала;

– большая доля высокоманевренного блочного оборудования ТЭС (58% от установленной мощности), которое позволяет ежедневно изменять суммар-ную загрузку электростанций ОЭС Урала в диапазоне от 5000 до 7000 МВт и отключать в резерв на выходные дни и в праздники от двух до десяти энерго-блоков суммарной мощностью от 500 до 2000 МВт. Это позволяет регулиро-вать межсистемные перетоки с ОЭС Центра, Средней Волги, Сибири и Казах-стана и обеспечивать надежное электроснабжение потребителей Урала.

22

ОЭС Юга. В составе ОЭС Юга работают энергообъекты, расположенные на территории Краснодарского, Ставропольской краев, Волгоградской, Астра-ханской, Ростовской областей, Чеченской, Ингушской, Дагестанской, Кабарди-но-Балкарской, Калмыкской, Северо-Осетинской и Карачаево-Черкесской рес-публик. ОЭС обеспечивает параллельную работу ЕЭС России с энергосистема-ми Украины, Азербайджана и Грузии.

Отличительными особенностями ОЭС Юга являются: – исторически сложившаяся схема электрической сети на базе ВЛ 330–500 кВ, протянувшихся с северо-запада на юго-восток вдоль Кавказского хреб-та по районам с интенсивным гололедообразованием, особенно в предгорьях; – неравномерность стока рек Северного Кавказа (Дон, Кубань, Терек, Су-лак), которая оказывает существенное влияние на баланс электроэнергии, при-водя к дефициту электроэнергии зимой, с соответствующей загрузкой электри-ческой сети в направлении запад-восток, и профициту в летний период, с за-грузкой в обратном направлении; – самая большая (по сравнению с другими ОЭС) доля коммунально-бытовой нагрузки в структуре электропотребления, что приводит к резким скачкам потребления электроэнергии при температурных изменениях.

ОЭС Сибири. ОЭС Сибири – наиболее территориально протяженное объ-единение в ЕЭС России, охватывающее территорию от Омской области в За-падной Сибири до Читинской области в Восточной Сибири. В составе ОЭС ра-ботают энергообъекты, расположенные на территориях Алтайского, Краснояр-ского краев, Омской, Томской, Новосибирской, Кемеровской, Иркутской, Чи-тинской областей, республик Хакасия, Бурятия и Тыва. «Таймырэнерго» рабо-тает изолированно. В ОЭС объединены около 87 тыс. километров ВЛ напряже-нием 1150 –110 киловольт и более 46 ГВт генерирующих мощностей электро-станций, более 50% из которых составляют мощности ГЭС.

ОЭС Сибири было образовано с нуля за короткий исторический срок. Одновременно с сооружением мощных и эффективных каскадов ГЭС и строи-тельством крупных ГРЭС на базе дешевых бурых углей открытой добычи соз-давались крупные территориальнопромышленные комплексы (Братский, Усть-Илимский, Саянский, Канско-Ачинский топливно-энергетический комплекс – КАТЭК). Следующим шагом стало сооружение высоковольтных линий элек-тропередач, создание районных энергетических систем за счет объединения электросетями мощных электростанций, а затем – образование ОЭС Сибири - рис. 3.

23

Рис. 3. Схема основных электрических сетей ОЭС Сибири [6].

Отличительными особенностями ОЭС Сибири являются: – уникальная структура генерирующей мощности, более 50% которой со-ставляют гидроэлектростанции с водохранилищами многолетнего регулирова-ния и запасами порядка 30 млрд кВт.ч на период длительного маловодья. При этом ГЭС Сибири производят почти 10% объема выработки электроэнергии всеми электростанциями ЕЭС России; – значительные естественные колебания годового стока рек Ангаро-Енисейского бассейна, энергетический потенциал которого составляет от 70 до 120 млрд кВт.ч, при плохой прогнозируемости водности рек даже в кратко-срочной перспективе; – использование пиковой мощности ГЭС Сибири в регулировании на-грузки Европейской части ОЭС и регулирование годовой неравномерности энергоотдачи ГЭС по водотоку резервами ТЭС Урала и Центра. С этой целью было осуществлено строительство ВЛ 500 кВ и 1150 кВ по транзиту Сибирь – Казахстан – Урал – Средняя Волга – Центр с планируемым реверсом мощности до 3–6 млн. кВт.

ОЭС Дальнего Востока. На территории Дальнего Востока и Крайнего Севера работают энергообъекты, расположенные в Приморском, Хабаровском краях, Амурской, Камчатской, Магаданской, Сахалинской областях и Респуб-лике Саха (Якутия). Из них энергообъекты, расположенные на территориях Амурской области, Хабаровского и Приморского краев и Южно-Якутского энергорайона Республики Саха (Якутия) объединены межсистемными линиями

24

электропередачи 500 и 220 кВ, имеют единый режим работы и образуют ОЭС Востока – рис. 4

Рис. 4. Схема основных электрических сетей 110-500 кВ ОЭС Востока [7].

ОЭС Востока работает изолированно от ЕЭС России, а ее отличительны-ми особенностями являются: – преобладание в структуре генерирующих мощностей тепловых элек-тростанций (более 70% от установленной мощности), имеющих ограниченный диапазон регулирования; – ограниченные возможности использования регулировочных диапазонов Зейской и Бурейской ГЭС из-за необходимости обеспечения судоходства на ре-ках Зея и Амур; – размещение основных генерирующих источников в северо-западной части, а основных районов потребления – на юго-востоке ОЭС; – одна из самых высоких в ЕЭС России (почти 21%) доля коммунально-бытовой нагрузки в электропотреблении; – протяженные линии электропередачи.

Основная электрическая сеть объединенных энергосистем ЕЭС Рос-

сии [8]. Сформирована с использованием двух систем номинальных напряже-

25

ний: в ОЭС Северо-Запада и частично ОЭС Центра – 330–750 кВ, в централь-ных и восточных энергообъединениях – 220–500 кВ [8]. Электрические сети напряжением 500 и 750 кВ выполняют роль системо-образующих и межсистемных связей и обладают высокой пропускной способ-ностью. На напряжении 750 кВ осуществляется выдача мощности от АЭС: Ле-нинградской (ОЭС Северо-Запада), Калининской, Смоленской, Курской (ОЭС Центра). На этом же напряжении формируется межсистемная связь между ОЭС СевероЗапада и ОЭС Центра. Электрические сети напряжением 500 кВ ЕЭС России выполнены слож-нозамкнутыми. На этом напряжении организована выдача мощности от круп-нейших ТЭС России: Конаковской, Костромской, Рязанской, Каширской, Реф-тинской, Пермской, Березовской, комплекса Сургутских ТЭС; Балаковской АЭС; Чебоксарской, Волжской, Саратовской, Нижнекамской, Саяно-Шушенской, Красноярской, Братской, Усть-Илимской ГЭС. Завершено форми-рование межсистемного транзита Урал–Средняя Волга–Центр на напряжении 500 кВ. Межсистемные связи в ОЭС России выполнены в основном на напряже-ниях 220, 330, 500 и 750 кВ. На территории России построены три участка линий электропередачи на-пряжением 1150 кВ: Итат–Барнаул, Барнаул–Экибастуз и Кустанай–Челябинск, которые функционально являются частью электропередачи 1150 кВ, связы-вающей ОЭС Сибири с европейской частью страны через территорию Казах-стана. Указанные участки электропередачи временно эксплуатируются на на-пряжении 500 кВ. Готовится перевод на проектное напряжение 1150 кВ участка линии электропередачи Итат–Барнаул. ЕЭС России связана с внешними энергосистемами: Финляндии, Норвегии (энергообъединение NORDEL), Украины, Беларуси, Грузии, Азербайджана, Ка-захстана, Эстонии, Латвии, Литвы, Монголии и двумя приграничными района-ми Китая. Через энергосистему Казахстана параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Центральной Азии – Узбекистана, Киргизии и Таджикистана. Структура внутренних и внешних связей ЕЭС России и объем перетоков электроэнергии представлены на рис. 5, а планируемое развитие электрических сетей – на рис. 6 [8].

26

Рис.5. Внутренние и внешние связи ЕЭС России в 2005 году [8]

Намечено развитие электрической сети напряжением 750 кВ в европей-ской части ЕЭС России для повышения надежности выдачи мощности АЭС и ОЭС Северо-Запада и Центра, а также усиления межсистемных связей России с Беларусью. Электрические сети напряжением 500 кВ будут использованы для присоединения ОЭС Востока к ЕЭС России и усиления основных связей с ОЭС Северного Кавказа, Центра, Средней Волги, Урала, Сибири и Востока. Таким образом, электрические сети России напряжением 330 кВ постепенно перехо-дят в разряд распределительных сетей [8].

Рис. 6. Развитие электрических сетей Российской Федерации до 2020 года [8]

27

2. МАНЕВРЕННОСТЬ И МОБИЛЬНОСТЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

Участие электростанций различного типа в покрытии суточного графика нагрузки [9]. Суточный график нагрузки энергосистемы, состоящий из нагрузок по-требителей, присоединенных к электрическим сетям системы, мощности собст-венных производственных нужд электростанций, а также потерь мощности в электросетях, покрывается генерирующими мощностями ТЭЦ, АЭС, ГЭС, а также ГАЭС. Поскольку потребление электроэнергии неравномерно в течение суток и времени года, этот график существенно зависит от обоих этих факто-ров. Примерный суточный график нагрузки энергосистемы для зимних суток показан на рис.7. В суточном графике нагрузки принято выделять базовую часть, соответствующую нагрузке ночного минимума Рнч.мин; полупиковую часть, соответствующую условию Рнч.мин < Р < Рдн.мин; пиковую часть, соответ-ствующую условию Р > Рдн.мин.

Рис. 7. Суточный график нагрузки энергосистемы

Нагрузка электрической системы должна быть распределена между всеми электростанциями, суммарная установленная мощность которых несколько превышает наибольший максимум системы. Покрытие базовой части суточного

28

графика нагрузки возлагают на такие станции: АЭС, регулирование мощности которых затруднительно; ТЭЦ, максимальная экономичность которых достига-ется тогда, когда их электрическая мощность соответствует тепловому потреб-лению; ГЭС – в размере, соответствующем минимальному пропуску воды по санитарным требованиям и условиям судоходства. Пиковую часть графика нагрузки обычно покрывают за счет генерирую-щих мощностей ГЭС и ГАЭС, агрегаты которых допускают частые включения и отключения, а также быстрое изменение нагрузки. Остальная часть графика нагрузки, частично выравненная нагрузкой ГАЭС при работе их в насосном режиме, может быть покрыта конденсационными электростанциями (КЭС), вы-работка электроэнергии которых наиболее экономична при равномерной на-грузке. Очевидно, что чем неравномернее график нагрузки системы, тем большая мощность ГЭС и ГАЭС необходима для обеспечения экономичной работы КЭС, без резкого снижения их нагрузки в ночные часы, а также в выходные и предпраздничные дни или для отключения части агрегатов в эти часы. Таким образом, участие ГЭС и ГАЭС в покрытии графика нагрузки системы при дос-таточной мощности их позволяет выровнять графики нагрузки КЭС, ТЭС и АЭС и тем самым обеспечить наибольшую экономичность работы энергосис-темы в целом.

Маневренность тепловых электрических станций [10]

Режимы работы электростанций и отдельных энергоблоков определяются суточным графиком нагрузки энергосистемы, в которой они работают. Общая нагрузка энергосистемы распределяется между отдельными ТЭС в соответст-вии с энергетическими и маневренными характеристиками последних.

Маневренность и мобильность. Электростанция, и система электро-станций, должна обладать маневренностью - способностью быстро следовать за изменениями нагрузки в соответствии с ожидаемым графиком. Мобиль-

ность - способность электростанций и их оборудования набирать или сни-жать мощность за малый промежуток времени (несколько секунд). Резкие из-менения нагрузки могут возникнуть при непредвиденном включении или от-ключении крупных потребителей, или же при повреждении оборудования или линий электропередачи [10].

Маневренные характеристики блочных паротурбинных установок

[11]. В связи с увеличением доли блочных установок и ростом неравномерно-сти суточного и недельного потребления электрической энергии в настоящее

29

время повышаются требования к маневренным характеристикам блоков. Улуч-шение маневренных характеристик оборудования важно не только с точки зре-ния обеспечения высокой надежности энергоснабжения, но и с точки зрения повышения экономичности ТЭС, так как расширяет возможности оптимизации режимов работы отдельных электрических станций и в целом ТЭС. Маневрен-ность блоков определяется совокупностью технико - экономических характери-стик, обеспечивающих отработку заданного графика нагрузок при соблюдении условий надежности.

В понятие маневренности включаются следующие характеристики. 1. Регулировочный диапазон блоков – диапазон нагрузок, в пределах ко-

торого блоки работают вполне надежно. Регулировочный диапазон определяет-ся величиной допустимой минимальной нагрузки (величиной технического ми-нимума нагрузки), которая в основном лимитируется котлоагрегатом.

Основными факторами, определяющими величину регулировочного диа-пазона блоков, являются устойчивость горения в топке котлоагрегата, темпера-турный режим пароперегревателя и радиационной части, надежность гидравли-ческого режима котлоагрегата, а также устойчивость работы систем автомати-ческого регулирования.

Устойчивость горения – основной фактор, лимитирующий минимально допустимую нагрузку котлоагрегатов, работающих на твердом топливе. Мини-мальная нагрузка котлоагрегатов составляет 0,75 номинальной при сжигании АШ, 0,65 — при сжигании каменного угля и 0,5 — бурого угля. При сжигании газа и мазута устойчивость горения практически не лимитирует величины тех-нического минимума нагрузок – табл. 1 [12].

При снижении нагрузки котлоагрегата сильнее проявляется гидравличе-ская неравномерность параллельно включенных труб, что вместе с их неодина-ковым тепловосприятием может привести к значительной тепловой неравно-мерности (разности энтальпий среды па выходе из труб) и как следствие к по-явлению межвитковой пульсации потока и нарушению циркуляции среды. Для предупреждения этих явлений, которые могут быть причиной пережога труб, массовый расход среды через трубы парообразующих поверхностей не должен быть ниже некоторой предельной величины.

По условию обеспечения устойчивого гидравлического режима мини-мальная нагрузка прямоточных котлоагрегатов составляет примерно 30%, т. е. равна их растопочной нагрузке. Однако по условиям температурного режима радиационной части величина минимальной нагрузки может быть существенно выше.

Таблица 1.

30

Минимально допустимые нагрузки блоков мощностью 160, 200 и 300 МВт

Примечание: АШ – уголь-антрацит марки АШ («антрацит-штыб»), фракция 0-6 мм. Характеристики угля: Зольность (Ad) - не более 30%; Массовая часть серы (Std) - не более 2%; Низшая теплота сгорания - 5400 кКал/кг. Массовая доля влаги – не более 5%.

Для расширения регулировочного диапазона блоков применяют подсве-чивание мазутом пылеугольных котлоагрегатов или перевод их при малых на-грузках на газ и мазут, отладку гидравлического режима, перевод котлоагрега-тов на скользящее давление пара (что повышает надежность циркуляции бара-банных котлов в связи с увеличением разности плотностей пара и воды), разра-ботку всережимной автоматики и др.

Нa основе научно-исследовательских и наладочных работ установлены нормы минимально допустимой нагрузки блоков на уровне 40–50% номиналь-ной – для газомазутных блоков и 60–70% – для блоков, работающих на твердом топливе.

Достигнутые значения регулировочного диапазона не решают полностью проблемы прохождения ночных провалов нагрузки, так как в ряде ОЭС коэф-фициент неравномерности суточных графиков имеет меньшие значения, чем общая для системы относительная величина достигнутого технического мини-мума нагрузок.

Неравномерность суточного графика электрической нагрузки характери-зуется отношением минимальной нагрузки Nмин к максимальной Nмакс: m0 = Nмин / Nмакс

31

Чем ниже m0, тем глубже ночной провал нагрузки и тем больше утренний набор нагрузки.

2. Приемистость блоков – способность их к быстрому изменению на-грузки и участию в первичном и вторичном регулировании частоты в системе. Изменение нагрузки блоков связано с изменением температурного режи-ма отдельных элементов и деталей и приводит к появлению дополнительных температурных напряжений. Кроме того, происходит изменение линейных раз-меров (расширение или укорочение) деталей и вибрационного состояния агре-гатов. Допустимые скорости нагружения блоков лимитируются как турбиной, так и котлоагрегатом, определяются на основе расчетных и экспериментальных исследований и оговариваются заводскими и эксплуатационными инструкция-ми.

Характер суточных графиков нагрузки обусловливает жесткие требова-ния к режимам нагружения блоков. Наиболее интенсивный рост нагрузки на мощных блочных установках наблюдается с 6 до 8–9 ч утра. В этот период средняя скорость нагружения блочных электростанций составляет 0,4–0,5%/мин, а наибольшая в течение часа достигает 0,65%/мин. Для прогретых, т.е. частично разгруженных, агрегатов обеспечить такие скорости нагружения несложно, но при пусках это представляет большие трудности и требует забла-говременного прогрева и пуска оборудования. Для обеспечения надежных ус-ловий набора нагрузки в энергосистемах время нагружения блоков 150 – 200 МВт от нуля до номинальной мощности должно составлять 2–2,5 ч, а для бло-ков 300 МВт – 3 ч, что требует применения специальных мероприятий по обес-печению равномерного нагрева деталей и снижению температурных напряже-ний в них при нагружении турбины.

Высокие требования предъявляются к приемистости блоков, которые привлекаются для регулирования межсистемных перетоков. Для этой цели применяются блоки не только 150, 200, но и 300 МВт. Для обеспечения необхо-димой динамической точности регулирования такие блоки должны допускать изменение нагрузки в пределах всего регулировочного диапазона со скоростью 1–1,5% и более. Для достижения таких скоростей требуется провести специаль-ные работы по снижению инерционности котлоагрегатов.

Еще более сложные задачи возникают при аварийных ситуациях в энер-госистемах. При отключении мощностей и падении частоты в системе, чтобы сократить аварийные отключения потребителей, требуется быстро (в течение 5–10 с) реализовать вращающийся резерв блоков и увеличить их мощность до 25 – 30% номинальной. Достигнуть этого можно лишь за счет форсировки топок и использования аккумулирующей способности котлоагрегатов, когда при паде-нии давления пара за счет тепла, аккумулированного в металле и рабочей среде

32

котлоагрегатов, практически мгновенно достигается увеличение их паропроиз-водительности.

При отключении потребителей и аварийном повышении частоты в систе-ме необходимо уменьшить мощность блоков в соответствии со статизмом регу-ляторов скорости. После быстрого (в течение нескольких секунд) сброса на-грузки до величины, лежащей в пределах регулировочного диапазона, блок должен допускать возможность работы с этой мощностью в течение неограни-ченно большого промежутка времени.

Блоки должны также допускать сброс нагрузки с любой величины до хо-лостого хода и работать па режимах холостого хода в течение времени, необхо-димого для обеспечения нормального действия автоматов повторного включе-ния и систем автоматики поддержания устойчивого синхронного режима.

3. Экономичность блоков при частичных нагрузках. В периоды ночных и недельных провалов электрической нагрузки блоки разгружаются вплоть до величины технического минимума нагрузки. В связи с этим режимы частичных нагрузок являются характерными для блоков, в особенности используемых в полупиковой части графика нагрузок. Поэтому требование обеспечения доста-точно высокой экономичности паротурбинных установок при частичных на-грузках является необходимым условием достижения высокой эффективности работы ТЭС.

При частичных нагрузках экономичность блоков значительно снижается, что определяется в основном особенностями работы турбинных установок и связано с увеличением потерь на дросселирование пара в органах парораспре-деления турбины, а также снижением внутреннего относительного к. п. д. про-точной части, прежде всего, регулирующей и последних ступеней. Существен-но могут сказываться также изменения к. п. д. котлоагрегата и относительное увеличение расхода энергии на собственные нужды, в частности на привод пи-тательных насосов и тягодутьевых машин, в особенности при применении не-экономичного дроссельного способа регулирования производительности. По-вышения экономичности работы турбин при частичных нагрузках можно дос-тигнуть за счет правильного выбора режима (снижения расчетного расхода па-ра по сравнению с номинальным) и должного профилирования лопаток ступе-ней, режим работы которых существенно изменяется при изменении расхода пара через турбину. Так, последние ступени турбины должны проектироваться при номинальных расходах пара в конденсатор на пониженные отношения ско-ростей, а корневая степень реактивности выбираться достаточно высокой, что-бы снизить интенсивность корневого отрыва потока, возникающего при малых объемных расходах пара в конденсатор.

33

Большое влияние па экономичность турбин при частичных нагрузках ока-зывают тип и характеристики систем парораспределения. В частности, сущест-венное (до 2% и более) снижение удельного расхода тепла при частичных на-грузках блоков обеспечивается при применении скользящего начального дав-ления пара

4. Пусковые характеристики блоков. Пусковые схемы блоков должны допускать возможность пуска котлоагрегатов и турбин из любого температур-ного состояния при соблюдении всех критериев надежности и водного режима блока в соответствии с установленными нормами. При этом должны обеспечи-ваться минимальная продолжительность пусковых операций, малые затраты топлива и потери конденсата при оптимальных условиях прогрева элементов котлоагрегата, паропроводов и турбин.

Основными пусковыми характеристиками являются продолжительность пуска и затраты тепла (топлива) на пуск. Продолжительность пуска блока скла-дывается из длительности отдельных этапов: растопки котлоагрегатов, прогре-ва и разворота турбины, нагружения блока, причем длительность этих этапов существенно зависит от исходного температурного состояния оборудования или от времени простоя его в резерве, а также от типа и конструктивного вы-полнения котлоагрегатов и турбин, особенностей пусковой схемы и параметров свежего пара.

В зависимости от исходного теплового состояния оборудования согласно ПТЭ условно различаются следующие режимы пуска блока:

• из горячего состояния – при длительности предшествующего простоя (ориентировочно) менее 6…10 ч;

• из неостывшего – при простое от 6…10 до 70… 90 ч; • из холодного и близких к нему состояний – при простое более 70…90 ч. Для блоков с прямоточными котлами дополнительно выделяют еще ре-

жим пуска из состояния горячего резерва после простоя блока не более 1 ч; этот режим может быть осуществлен при особых исходных условиях, огово-ренных ПТЭ и инструкциями.

Каждой из перечисленных трех групп соответствует определенный ис-ходный уровень температур металла паровпускных частей турбины, опреде-ляющий технологические особенности пуска блока. Учитывается также то об-стоятельство, что оборудование блока остывает неодинаково: быстрее остыва-ют котлы (особенно прямоточные), медленнее – паропроводы, значительно медленнее – отдельные части турбины. Такая картина является следствием раз-личий как в металлоемкости оборудования, так и в условиях отвода тепла. В соответствии с требованиями ПТЭ пуски блока из любого теплового состояния

34

(кроме состояния горячего резерва) должны осуществляться при скользящих параметрах пара, что сокращает время пуска и нагрузки на оборудование.

В настоящее время пуск энергоблока из горячего состояния составляет 1…2 часа, а из холодного 6…8 часов. Расход топлива на пуск зависит от тепло-вого состояния металла перед пуском и времени пуска. Максимальный расход топлива – при пуске из холодного состояния.

Расход топлива на пуск в основном определяется длительностью пуска и находится как разность между полным расходом топлива на пуск и расходом топлива на выработку электроэнергии за время пуска, рассчитанным по удель-ному расходу топлива при номинальной нагрузке блока. Например, для блока 160 МВт с барабанным котлом расход топлива на пуск из холодного состояния составляет примерно 55 т у. т., для дубль-блока 300 МВт – порядка 150 т у. т.

Для улучшения пусковых характеристик блоков и достижения минималь-ной продолжительности пуска и затрат топлива па пуски необходимо выдержи-вать оптимальную продолжительность всех пусковых операций, что требует разработки и наладки систем автоматического пуска оборудования. Разработке таких систем в настоящее время уделяется большое внимание.

Маневренность неблочных электростанций. На неблочных КЭС в ос-новном установлены турбины К-25-90, К-50-90-1, К-50-90-3, К-100-90-2, К-100-90-5, К-100-90-6, ВКТ-100 на давление свежего пара 9,8 МПа.

Обычно при необходимости глубокой разгрузки в ночное время неблоч-ной КЭС, работающей на твердом топливе, возникает необходимость вывода в резерв части котлов с тем, чтобы оставшиеся в работе несли нагрузку, превы-шающую технический минимум при сжигании пыли.

Для турбоагрегатов имеются три возможности: 1) снижение нагрузки турбин до минимальной; 2) остановка части турбин на часы ночного провала нагрузки или на выход-

ные дни с последующим пуском их при утреннем наборе нагрузки; 3) перевод части турбоагрегатов в моторный режим. Глубокая разгрузка до минимальной нагрузки турбины в эксплуатационном

отношении является наиболее простым и надежным режимом, однако он часто проигрывает по расходу топлива по сравнению с двумя другими методами. Так, у турбины К-100-90 при нагрузке 20 МВт удельный расход условного топлива на 1 кВт·ч отпущенной электроэнергии возрастает на 154 г по сравнению с но-минальной нагрузкой (560 г против 406 г при NЭ=100 МВт). В то же время на-до отметить, что разгрузка оборудования на 9,8 МПа дает значительный поло-жительный эффект за счет снижения в суммарной выработке электроэнергии доли менее экономичных установок.

35

Увеличение удельного расхода топлива при пониженных нагрузках можно характеризовать формулой

bx = bном(Nном/Nx)m,

где х – работа на пониженной нагрузке; ном – на номинальной; показатель m зависит от типа блока и вида топлива.

Особенность пуска котла и турбин на неблочной КЭС состоит в том, что они, в отличие от блочного пуска, могут протекать независимо. При растопке барабанного котла скорость повышения давления определяется требованиями обеспечения надежности барабана. Допускается скорость повышения темпера-туры насыщения до 2,5°С/мин. Тщательный контроль за температурным режи-мом барабана необходим в начальный период растопки котла до достижения давления в барабане pб=1 МПа, так как именно на этот период приходятся наи-большие температурные напряжения.

При растопке котла из горячего состояния при сохранившемся давлении пара 5…6 МПа указанные операции по контролю за температурным режимом барабана и скоростью повышения температуры практически отпадают.

Растопка котлов ведется на растопочном топливе (мазут, природный газ), переход на подачу пыли допускается при нагрузке не ниже 30% от номиналь-ной и более высокой в зависимости от воспламеняемости пыли.

При пуске котла из горячего состояния отпадает начальный период рас-топки и ряд подготовительных операций, время пуска сокращается.

Растопка котла до включения его в паровую магистраль занимает 65 мин, до полного нагружения 95 мин, весь пуск с переводом на пыль 2 ч.

Пуск турбины на неблочной КЭС осуществляется паром номинальных параметров, подаваемым от переключательной магистрали. Подача пара для толчка и набора оборотов ротора турбины возможна двумя путями:

• подача пара посредством первого регулирующего клапана к соответст-вующему сопловому сегменту;

• подача пара через байпас главной паровой задвижки турбины ко всем сопловым сегментам при открытых регулирующих клапанах.

Обычно для неблочных турбин применяется второй метод, обеспечиваю-щий равномерный прогрев цилиндра и отсутствие температурного перекоса.

Пар, подаваемый в остывший паропровод, конденсируется, отдавая теп-лоту стенкам паропровода. При неправильном прогреве паропровода в нем об-разуются водяные пробки, вызывающие гидравлические удары большой раз-рушающей силы. Внутри паропровода раздаются глухие удары, которые можно сравнить со звуком выстрела. От механического воздействия паропровод может быть сорван с мест крепления и даже разорван. Разрыв паропровода, как прави-

36

ло, приводит к серьезной аварии с разрушением оборудования и даже жертвам. Поэтому при первых же признаках гидравлических ударов, даже самых незна-чительных, немедленно прекращают подачу пара в паропровод и усиленно дре-нируют его путем полного открытия всех дренажей.

Для правильного прогрева пар подают в паропровод постепенно через байпас (обвод из трубы меньшего диаметра) главной паровой задвижки. Преж-де чем открыть байпасную задвижку, полностью открывают всю запорную ар-матуру и дренажные вентили прогреваемого участка паропровода. Образую-щийся при прогреве конденсат непрерывно удаляют через дренажные трубы.

Подъем и опускание клапанной тарелки осуществляются при помощи шпинделя. Уплотнение шпинделя обеспечивается сальниковой набивкой. При подаче среды на клапан достигается большая плотность закрытия, но в этом случае для вентилей большого диаметра требуется значительное усилие для его открытия, так как клапан прижимается к седлу полным рабочим давлением среды. При подаче среды под клапан усилие на его открытие уменьшается, но вместе с этим уменьшается также и плотность перекрытия. Поэтому в вентилях малого диаметра рабочая среда подается под клапан, у больших вентилей – на клапан. Для облегчения открытия вентилей большого диаметра применяются разгрузочные обводные (байпасные) линии с арматурой малого диаметра. Бай-пасная линия служит для выравнивания давления среды до и после основного вентиля.

Моторный режим работы. В этом режиме котел останавливают, а ро-тор турбины вращается генератором в двигательном режиме. У турбины рабо-тают масляная и конденсационная система, подается пар на уплотнения. В тур-бине поддерживается глубокий вакуум, чтобы не было сильного перегрева ме-талла ротора и статора.

В ЦСД и ЦНД подается охлаждающий пар от других турбин. Турбина на-ходится в прогретом состоянии, генератор включен в сеть и в любой момент может набирать нагрузку. В этом режиме турбину можно поддерживать очень долго, но обычно применяют его для прохождения ночного провала нагрузки, т.к. затраты топлива при нахождении в этом режиме дольше 8…10 часов выше, чем при остановочно-пусковом режиме.

Регулирование частоты и мощности тепловых электростанций Система АРЧМ тепловой электростанции выполняет ряд функций по ре-

гулированию режима и защиты технологического оборудования. Основные функции АРЧМ, имеющие принципиальное значение для задачи регулирования частоты и мощности заключаются в следующем:

37

• обеспечение устойчивого несения энергоблоком, заданной нагрузки; • обеспечение участия в первичном регулировании частоты в соответст-

вии с установленными требованиями; • автоматическое изменение мощности в соответствии с изменением за-

дания в целях автоматического регулирования режима энергосистемы. Измене-ние мощности должно происходить с заданным темпом.

Управление режимом работы агрегата по мощности осуществляется через механизм управления турбиной (МУТ) [13] – рис. 8.

Рис. 8. Схема гидродинамического регулятора частоты вращения турбогенератора [13].

Центробежный измерительный преобразователь частоты вращения

(ИПЧВ) имеет облегченную ленточную конструкцию и расположен непосред-ственно на валу турбины. На ленточной пружине FЛ закреплены грузы G, удерживаемые радиальными пружинами FР .

При изменении частоты вращения центробежная сила, воздействующая на грузы, меняется, ленточная пружина деформируется, изменяя просвет δ между отбойным кольцом К и соплом трубки λ , через которое из камеры О следящего золотника вытекает масло (трубка и камера соединены отверстием α). В следящем золотнике (СЗ) сравнивается давление масла в камере О (про-порциональное частоте вращения) и в камере 1 (устанавливается дросселирую-щими шайбами ДШ напорной масляной линии Н1).

38

При снижении частоты вращения просвет δ уменьшается, давление в камере О возрастает (при увеличении частоты вращения – обратный процесс). Из-за разности давления масла в камерах О и 1 элемента сравнения давления масла (ЭСДН) букса БС.З перемещается по горизонтали и изменяет открытие окон 2 и 4 , через которые масло уходит к промежуточному золотнику ПЗ (окно 2 , давление РУ) и на слив С1 (окно 4, по стрелкам).

Рассмотрим повышение частоты вращения. Просвет δ увеличился, дав-ление в камере О ниже, чем в камере 1, букса перемещается влево. Окно 4 приоткрывается, увеличивается слив масла из камеры 3 и управляющее давле-ние РУ снижается.

Управляющее давление РУ по линии управления УПЗ подается на про-межуточный золотник (ПЗ).

Если давление РУ снижается, букса БП.З смещается вверх (давление РУ меньше, чем Н2).

Отсечным поршнем 1П приоткрываются окна 8 , соединяющие через просвет β1 окно 9 с линией слива С2. Давление масла в камере 12 цилиндра отрицательной обратной связи ЦОС и в камере 15 золотника исполнительно-го механизма ИМ падает.

При снижении давления масла в камере 15 букса БЗ.И.М из-за избыточ-ного усилия пружины 16 перемещается вверх, приоткрывая окно отсечного поршня 5П и просвет 17. В результате камера 18 цилиндра гидравлического двигателя ИМ соединяется с линией слива масла С3.

Давление в камере 18 падает, избыточное усилие пружины 20 переме-щает поршень 7П и соединенный с ним рамой 21 регулирующий клапан турбины РК вниз, уменьшая впуск пара в турбину и снижая частоту вращения турбоагрегата.

Поскольку давление в камере 12 цилиндра отрицательной обратной свя-зи ЦОС понижено, пружина 13 перемещает поршень 4П вверх и, через ры-чаг В – Б – О приподнимает поршни 1П, 2П, 3П. Поршнем 1П закрывается окно 8 в цилиндре ПЗ; изменение давления масла РУ прекращается.

Соотношение плеч АБ и БВ рычага можно изменить дискретно пере-становкой положения опоры (А` или А``). При этом изменяется статизм регу-лятора.

МУТ позволяет установить предписанную частоту вращения. Для увели-чения частоты вращения УВ внутренний поршень следящего золотника прину-дительно перемещается влево. Окно 4, работающее на слив (С1), прикрыва-ется, начинает возрастать давление в камере 1, и, соответственно, РУ.

39

По уже рассмотренному алгоритму отрабатывают остальные элементы регулятора и РК перемещается вверх, увеличивая впуск пара в турбину и час-тоту вращения [13].

При изменении задания по мощности паровой турбины или при измене-нии частоты, при котором работает регулятор частоты вращения, происходит изменение открытия регулирующих клапанов и соответствующее изменение расхода пара. При этом необходимо учитывать, что постоянные времени эле-ментов, определяющих работу регулятора турбины, значительно меньше, чем постоянная времени изменения производительности котлоагрегата.

Если котлоагрегат приближенно представить эквивалентным инерцион-ным звеном первого порядка, у которого входная величина отображает измене-ние давления пара, то постоянная времени такого звена составит около 100 с (для прямоточных котлов) и более 200 с для барабанных котлов. Изменение мощности энергоблока с учетом переходных процессов котельного агрегата ил-люстрируется на рис. 9 [14].

Рис. 9. Изменение мощности энергоблока с учетом переходных процессов котельного агрегата [14]

Кривая 3 – зависимости мощности не полностью загруженного энерго-блока при быстром снижении частоты.

Эту зависимость можно представить как сумму двух процессов: • изменение мощности за счет аккумулированной теплоты (кривая 1); • изменение мощности за счет изменения подачи топлива (кривая 2).

40

Для сравнения приведена кривая 4, которая отображает возможный толь-ко теоретически процесс изменения мощности в предположении постоянства давления пара перед турбиной.

На кривой, отображающей изменение мощности турбины (кривая 3), можно выделить четыре характерных участка:

• На участке а-б в результате открытие регулирующих клапанов дейст-вием АРЧВ мощность быстро возрастает, за счет аккумулированного тепла.

• На участке б-в изменение мощности замедляется. Процесс близок к экспоненте с постоянной времени промперегрева.

• На участке в-г уже начинает проявляется повышение производительно-сти котельного агрегата и мощность практически остается постоянной.

• На участке г-д восстанавливается давление и мощность достигает сво-его установившегося значения. Этот процесс близок к экспоненте с постоянной времени пароводяной части котла, которая составляет Тк = 80…200 с (для раз-ных типов котлов) [14].

Таким образом изменение мощности турбины в соответствии с изменени-ем положения регулирующих клапанов реализуется с запаздыванием и только при наличии соответствующей системы регулирования производительности ко-тельного агрегата [14].

Особенности эксплуатации и маневренность АЭС [15] Энергетический ядерный реактор представляет собой устройство, в кото-

ром осуществляется управляемая цепная реакция деления ядер тяжелых эле-ментов, а выделяющаяся при этом тепловая энергия отводится теплоносителем. Главным элементом ядерного реактора является активная зона, где размещается ядерное топливо в виде специальных тепловыделяющих элементов (ТВЭЛов) и осуществляется цепная реакция деления.

Через активную зону прокачивается теплоноситель, охлаждающий тепло-выделяющие элементы. В некоторых типах реакторов роль замедлителя и теп-лоносителя выполняет одно и то же вещество, например обычная или тяжелая вода. Вообще же в качестве замедлителя (вещества, уменьшающего скорость движения нейтронов, вследствие чего возрастает вероятность поглощения ней-тронов ядрами) применяют графит, тяжелую или легкую воду, бериллий, орга-нические жидкости.

Для управления работой реактора в активную зону вводятся регулирую-щие стержни из материалов, хорошо поглощающих нейтроны. Активная зона ядерных реакторов окружается отражателем нейтронов — слоем материала-замедлителя для уменьшения утечки нейтронов из активной зоны. Все элемен-

41

ты конструкции реактора – активная зона, отражатель и др. – размещаются в прочном герметичном корпусе или кожухе, окруженном биологической защи-той.

Основной конструктивной деталью активной зоны является ТВЭЛ, в зна-чительной мере определяющий ее надежность, размеры и стоимость. Обычно в энергетических реакторах используются ТВЭЛы в виде стержней, где топливо в виде прессованных таблеток двуокиси урана заключено в оболочку из стали или циркониевого сплава – рис. 10. ТВЭЛы для удобства собираются в теп-ловыделяющие сборки и кассеты – рис. 11, а - г. Более 90% всей энергии, осво-бождающейся при делении тяжелых ядер, выделяется внутрь ТВЭЛов и отво-дится обтекающим ТВЭЛы теплоносителем.

ТВЭЛы работают в очень тяжелых тепловых режимах: максимальная плотность теплового потока от ТВЭЛа к теплоносителю достигает (1 - 2)·106 Вт/м2, тогда как в современных паровых котлах она равна (2 - 3)·105 Вт/м2.

Для компенсации термического расширения топлива и снижения термо-механического взаимодействия с оболочкой, таблетки двуокиси урана выпол-нены со сферическими лунками и фасками на торцах – рис. 12. ТВЭЛы герме-тизируются приваркой наконечника с одного конца трубы оболочки и заглушки с другого конца методом контактно-стыковой сварки. При изготовлении внут-ренняя полость ТВЭЛа заполняется гелием. Топливный столб в ТВЭЛе фикси-руется пружинным фиксатором [17].

Условия работы ТВЭЛов осложняются еще и высокой рабочей темпера-турой, достигающей 300 – 600°С на поверхности оболочки, возможностью теп-ловых ударов, вибрацией, наличием потока нейтронов. По этим причинам тре-буется исключительно высокая стойкость и надежность ТВЭЛов. Они должны быть просты по конструкции, механически устойчивы и прочны, для сохране-ния их размеров и герметичности. ТВЭЛы должны слабо поглощать нейтроны, их оболочка не должна взаимодействовать с ядерным топливом, продуктами деления, теплоносителем и замедлителем при рабочих температурах.

Геометрическая форма ТВЭЛа должна обеспечивать максимальную ин-тенсивность отвода теплоты теплоносителем от всей поверхности ТВЭЛа, а также гарантировать большую глубину выгорания ядерного топлива и высокую степень удержания продуктов деления. ТВЭЛы должны обладать радиационной стойкостью, иметь требуемые размеры и конструкцию, обеспечивающие воз-можность быстрого проведения перегрузочных операций; обладать простотой и экономичностью регенерации ядерного топлива и низкой стоимостью. В целях безопасности надежная герметичность оболочек ТВЭЛов должна сохраняться в течение всего срока работы активной зоны (3 - 5 лет) и последующего хранения отработавших ТВЭЛов до отправки на переработку (1 - 3 года).

42

Рис. 10. Изготовление оболочек ТВЭЛов [15, 16]

ТВЭЛы с топливом в виде таблеток и цилиндрическими циркониевыми оболочками имеют высокие показатели надежности в условиях именно базис-ного режима работы.

В переменных режимах, которые нужны для маневрирования мощностью, работоспособность ТВЭЛов резко снижается. При работе в переменном режиме механическое взаимодействие термически расширяющихся топлива и оболочки (с разными коэффициентами термического расширения) приводит к разруше-нию ТВЭЛов – именно это ограничивает возможности для изменения мощно-сти. Этот факт является важнейшим при установлении режимов работы АЭС с реакторами типа ВВЭР.

а) б)

43

в) г)

Рис. 11. Тепловыделяющая сборка (а), каркас из концевых и дистанцирующих решеток (б), заполненная кассета ТВЭЛ (в, г) [15, 16].

Стойкость ТВЭЛов в режимах переменной мощности понижается с рос-том удельной локальной нагрузки на них. Кроме того, при изменении темпера-турного режима возникают термические напряжения в элементах конструкции реактора, а также возможно нестационарное отравление реактора ксеноном. В результате накопления в активной зоне ксенона при быстром снижении нагруз-ки или при работе на пониженной мощности (а это необходимо для эффектив-ного регулирования переменных нагрузок), реактивность реактора резко уменьшается.

Для преодоления ксенонового отравления нужен запас реактивности, т.е. наличие возможности увеличения мощности реактора. Но при этом на всех эта-пах эксплуатации реактора его способность к разгону не должна превышать способности поглощающих стержней системы автоматического регулирова-

ния, аварийной защиты и компенсации изменения реактивности (АРК) за-глушить цепную реакцию.

44

Рис. 12. Конструкция ТВЭЛ и тепловыделяющей сборки [17]

В реакторах ВВЭР максимальное отравление наступает через 5-10 часов после снижения мощности, т.е. именно тогда, когда необходим выход из ре-зервного состояния при регулировании суточных графиков электрической на-грузки. Для набора мощности и быстрой компенсации отравления необходимо удалить из активной зоны значительную часть поглощающих стержней, что снижает стабильность работы реактора.

Поэтому: 1. Атомные электростанции, как наиболее экономичный тип оборудова-

ния с большой долей капитальных затрат, целесообразно привлекать к регули-рованию нагрузки в последнюю очередь; реакторы типа ВВЭР–1000 большую часть того времени, когда их эксплуатация происходит в переменном режиме, могут успешно участвовать в регулировании электрических нагрузок в преде-лах не менее 70-100% их номинальной мощности.

45

2. Атомные станции, расположенные в узловых точках Единой энергети-ческой системы России играют системообразующую роль. В сезонном регули-ровании мощности и частоты АЭС обеспечивают почти двукратное увеличение мощности в осенне-зимний период, когда нагрузки максимальны. В таком мед-ленном режиме возможно абсолютно безопасное изменение мощности АЭС, но это и означает, что работа атомных станций, вырабатывающих более дешевое (чем ТЭС) электричество, эффективна, экономична и экологически безопасна в базовом режиме выработки электроэнергии.

Особенности эксплуатации и маневренность ГЭС На гидравлических электростанциях (ГЭС) вырабатывается до 18 % всей

потребляемой в России электроэнергии. Продолжительность использования ус-тановленной мощности гидроэлектростанций, как правило, меньше, чем тепло-вых электростанций. Она составляет 1500 – 3000 ч для пиковых станций и до 5000 – 6000 ч для базовых. В периоды паводка, когда естественный приток во-ды в реке велик, целесообразно использовать гидроэлектростанции круглосу-точно с рабочей мощностью, близкой к максимальной, и таким образом умень-шить холостой сброс воды через плотину. Наиболее выгодный режим гидро-электростанции зависит от множества факторов и должен быть определен соот-ветствующим расчетом.

Гидростанции целесообразно строить на горных и полугорных реках. На равнинных реках их сооружение может приводить к затоплению больших пло-щадей пойменных лугов и пахотных земель, лесов, снижению рыбных запасов и другим последствиям.

Работа гидроэлектростанций характеризуется частыми пусками и остано-вами агрегатов, быстрым изменением рабочей мощности от нуля до номиналь-ной. Гидравлические турбины по своей природе приспособлены к такому ре-жиму. Для гидрогенераторов этот режим также приемлем, так как в отличие от паротурбинных генераторов осевая длина гидрогенератора относительно мала и температурные деформации стержней обмотки проявляются меньше. Процесс пуска гидроагрегата и набора мощности полностью автоматизирован и требует всего несколько минут.

ГЭС наилучшим образом подходят для регулирования нагрузки и частоты тока в энергосистеме, имея практически 100 % диапазон регулирования мощно-сти и наибольшие по сравнению с другими электростанциями скорости ее из-менения (в некоторых случаях до 500 МВт/мин).

46

Время пуска гидроагрегата, включая синхронизацию, составляет 30…50 с. ГЭС удовлетворительно воспринимают значительные толчки нагрузки и имеют очень низкую стоимость вращающегося резерва.

К недостаткам ГЭС по маневренности можно отнести большое время пе-ремещения направляющего аппарата (НА) сервомотором (до 10…20 сек), в то время как на ТЭС время воздействия сервомотора на регулирующие клапаны составляет максимум до 0,5 сек.

НА (рис. 13) имеет следующее назначение: – изменять величину и направление скоростей в потоке на участке между

направляющим аппаратом и рабочим колесом турбины и тем самым создавать благоприятные условия входа воды на лопасти рабочего колеса;

– регулировать мощность турбины посредством изменения расхода воды; – полностью прекращать доступ воды к рабочему колесу турбины.

Рис. 13. Направляющий аппарат гидротурбины (конструкцию с поворачивающимися лопат-ками предложил в 1887 году немецкий инженер Финк) [18].

Действие механизма поворота лопаток (рис. 14) направляющего аппарата осуществляется посредством поворота регулирующего кольца одним или двумя масляными сервомоторами – рис. 15. Сервомотор представляет собой цилиндр

47

с поршнем и штоком связанным с регулирующим кольцом. Перемещение поршня сервомотора и связанных с ним других звеньев механизма поворота лопаток направляющего аппарата осуществляется давлением масла подаваемо-го в цилиндр сервомотора от маслонапорной установки – рис. 16.

Рис. 14. Лопатка направляющего аппарата [18].

Рис. 15. Принципиальная схема механизма привода направляющего аппарата: а – механизм в положении полного закрытия; б - положение элементов механизма при полном открытии (при повороте регулирующего кольца против часовой стрелки все рычаги будут поворачи-ваться на один и тот же угол, а с ними и направляющие лопатки в сторону открытия).

[19].

48

Рис. 16. Воздействие сервомотора на регулирующее кольцо: слева - схема привода с цилинд-рическим сервомотором; справа - схема привода с торовыми сервомоторами [19].

При регулировании гидротурбин на их маневренные характеристики

большое влияние оказывают такие явления как кавитация и гидравлический

удар. Кавитация представляет собой сложное физическое явление, приводя-

щее к разрушению поверхности лопастей рабочего колеса других элементов гидротурбины. Она сопровождается шумом и вибрацией машины, снижением КПД, пропускной способности и мощности турбины.

Причина – пульсации гидродинамического давления в местах образова-ния вакуума, где возникает парообразование, вследствие чего в воде образуют-ся пузырьки, каверны. При попадании последних в зону высокого давления бу-дет наблюдаться конденсация пара, пузырьки и каверны быстро заполняются водой. При этом наблюдается местное повышение давления в сотни и тысячи бар, что может явиться причиной разрушения металла. Кроме того, при кавита-ции наблюдаются электрические и химические явления, приводящие к корро-зии металла – рис. 17.

Гидроудар. Скорость изменения нагрузки гидроагрегатов связана с изме-нением расхода воды через гидротурбину и, следовательно, с изменением ско-рости потока воды в трубопроводах.

При изменении скорости воды в трубопроводе возникают колебания дав-ления противоположного знака, передающиеся стенкам трубопровода: при уменьшении скорости давление растет, при увеличении падает.

Это явление носит название гидравлического удара и значительно услож-няет регулирование мощности гидротурбин, а в некоторых случаях может ока-заться опасным для их прочности. Также гидравлический удар может вызвать замедление регулирования нагрузки турбины и нежелательные колебания ее мощности.

49

Рис. 17. Кавитационное и абразивное разрушение рабочих поверхностей гидротурбины [20].

Регулирование стока в водохранилищах ГЭС нуждается в суточном и недельном переменном расходе воды из-за

неравномерности графика электрических нагрузок. При расходе воды надо учи-тывать требования различных отраслей народного хозяйства, следовательно, необходимо регулирование речного стока, которое осуществляется с помощью водохранилищ.

Регулирование различают: суточное, недельное, годовое, многолетнее. Регулирование может быть полным (без холостых сбросов) и неполным.

При суточном регулировании ГЭС располагается в пиковой части суточного графика электрических нагрузок. Суточное регулирование делится на неогра-ниченное (любое перераспределение стока и гидроэнергии) и ограниченное. Причины ограничения: недостаточная емкость водохранилища или бассейна суточного регулирования; ограничение величины установленной мощности ГЭС, что во время паводка вынуждает использовать гидроэнергию для покры-тия полупиковой или базовой части графика нагрузки (уменьшаются холостые сбросы); осуществление в некоторых случаях постоянного пропуска воды для поддержания возможности судоходства.

При недельном регулировании в выходные дни происходит наполнение водохранилища, а в рабочие дни полезно используют накопленную воду.

50

При годовом регулировании выравнивается сток в течение года; в поло-водье водохранилище заполняется, в меженное время водохранилище срабаты-вается.

При многолетнем регулировании в многоводные годы водохранилище заполняется до максимально возможного уровня и этот объем распределяется на несколько маловодных лет.

51

3. НАГРЕВ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ Любое преобразование энергии, ее передача и потребление связаны с оп-

ределенными потерями: – ток, протекающий по проводнику, нагревает его – джоулевые потери;

– магнитный поток в стальных сердечниках трансформаторов и электри-ческих машин вызывает потери на перемагничивание и вихревые; – электрические потери в изоляции – на переменную поляризацию моле-кул диэлектрика и токи утечки; – механические потери возникают во вращающихся машинах от трения в подшипниках и трения вращающихся частей об охлаждающую среду. В конечном счете, все потери превращаются в тепло и нагревают рабо-тающее оборудование. В первую очередь нагреваются органическая изоляция и переходные контакты электрических цепей.

Изоляция из бумаги, пропитанной маслом, от нагрева стареет, и тем бы-стрее, чем выше ее температура.

Нагреваются также электрические аппараты, их механические части, пружины и контакты. Нагрев контактов обладает свойством «самовозбужде-ния»: переходное сопротивление нагретого контакта возрастает, что приводит к увеличению в нем выделения тепла, а это в свою очередь увеличивает переход-ное сопротивление и т.д.

Повышенный нагрев электрических аппаратов приводит к искривлению их, заклиниванию подвижных частей и как следствие – к отказу в работе.

Поскольку нагрев электрооборудования неизбежен, то он должен быть заранее известен и по возможности ограничен допустимыми пределами. Основные средства борьбы с нагревом и его последствиями:

– правильный расчет токоведущих частей и магнитопроводов; – правильно выполненное охлаждение аппаратуры; – исправное содержание переходных контактов; – предотвращение возникновения паразитных токов и вредных магнит-

ных полей, вызывающих нагрев аппаратов; – правильная организация эксплуатации и своевременные профилактиче-

ские испытания оборудования. С точки зрения допустимых нагревов изоляция разделена на классы, при-

веденные в табл. 2 [21].

Таблица 2.

52

Класс изоляции У А Е В F Н С

Длительно допус-тимая максимальная

температура, °С 90 105 120 130 155 180

180 и более

Класс У – непропитанные и не погруженные в жидкий электроизоляци-

онный состав волокнистые материалы из целлюлозы и шелка. Класс А – пропитанные и погруженные в жидкий электроизоляционный

состав волокнистые материалы из целлюлозы и шелка. Класс Е – некоторые синтетические или органические пленки. Класс В – материалы на основе слюды (в том числе на органических под-

ложках), асбеста и стекловолокна, применяемые с органическими связываю-щими и пропитывающими составами.

Класс F – материалы на основе слюды, асбеста и стекловолокна, приме-няемые в сочетании с синтетическими связывающими и пропитывающими со-ставами.

Класс Н – материалы на основе слюды, асбеста и стекловолокна, приме-няемые в сочетании с кремнийорганическими связывающими и пропитываю-щими составами, кремнийорганические эластомеры.

Класс С – слюда, керамические материалы, стекло, кварц, применяемые без связывающих составов или с неорганическими или кремнийорганическими связывающими составами.

Приведенные предельные температуры нагрева для отдельных классов изоляции не могут быть полностью использованы в практике, так как в услови-ях эксплуатации электрических машин и аппаратов не представляется возмож-ным установить точный контроль за температурой изоляции наиболее нагретых деталей. Поэтому существующие стандарты на электрические машины уста-навливают более низкие пределы допускаемых температур отдельных деталей машин в зависимости от конструкции этих деталей и расположения их в маши-не. Нормируют не сами температуры, а максимально допустимые превышения температур, так как от нагрузки машины зависит только превышение темпера-туры [21].

Температура аппарата в установившемся режиме ϑ складывается из

температуры окружающей среды 0ϑ и превышения температуры аппарата над

температурой окружающей среды θ :

0ϑ ϑ θ= + .

Нагревание проводников, непосредственно охлаждаемых водой, не до-пускается выше 90°С, т.к. при 100°С вода вскипает, а теплоемкость водяного

53

пара в два раза меньше теплоемкости воды, что полностью нарушит охлажде-ние проводника.

Потери энергии в электрическом аппарате превращаются в тепло, одна часть которого нагревает оборудование, а вторая – отдается в окружающее про-странство:

Pdt K dt Cdθ θ= + .

Здесь Pdt – суммарная энергия потерь;

K dtθ – энергия потерь, отданная в окружающую среду;

Cdθ – энергия потерь, поглощенная аппаратом и идущая на его нагрев; P – мощность потерь, Вт;

C – теплоемкость оборудования, Вт_с/°С; t – время, с; K – теплоотдача аппарата в окружающую среду, Вт/°С.

K k S= ⋅ ,

где k – коэффициент теплоотдачи, Вт/см2 ⋅°С; S – поверхность теплоотдачи, см2.

В установившемся режиме перегрев неизменен и вся энергия потерь от-

дается в окружающую среду: Ó constθ = ; ÓCd 0θ = и в итоге

ÓP Kθ= .

При быстром нагреве, например при К.3, во внешнюю среду успевает вы-

делиться мало потерь, все тепло идет на нагрев аппарата: K dt 0θ = ,

Pt Cθ= . Постоянная времени нагрева T может быть определена из полученных

выше уравнений при подстановке t T= : /ÓT Ñ Pθ= ⋅ , /Ó P Kθ = ;

/T Ñ K=

Время нагрева Xt до величины перегрева Xθ :

1 X 1X

2 1

t T lnθ θθ θ

−= − ⋅ − −

.

54

Нагрев (и охлаждение) происходит по экспоненте, которую мы получим,

проинтегрировав выражение для процесса нагревания аппарата для начального

1θ и конечного 2θ перегревов аппарата:

( ) ( )( )1 t T1 2 1 eθ θ θ θ −= + − ⋅ −

Экспонента показана на рис. 18, где нанесены значения перегревов для

моментов 1Т, 2Т и т.д. Приближенно можно считать, что спустя 4Т после нача-ла переходного процесса перегрев аппарата установился неизменным с точно-стью 1%.

Рис. 18. Процесс нагрева (слева) и остывания (справа) оборудования

Измерение температуры электрического оборудования Температура оборудования – это первое, на что обращает внимание де-

журный персонал в процессе обслуживания. К измерению температуры обору-

55

дования в энергетике предъявляются два основных требования: точность и надежность.

В большинстве своем точность измерения температуры оборудования на-

ходится в пределах ±±±±1÷1,5°°°°С, кроме измерения температуры водоохлаждаемых

обмоток, где точность лежит в пределах ±±±±0,5°С. При различных испытаниях и

исследованиях температура измеряется с точностью до ±±±±0,1°С. Требования к надежности измерения температуры оборудования доста-

точно жесткие, т.к. от термоконтроля зачастую зависит надежность работы, на-пример подшипников и подпятников, изоляции обмоток и т.п. Система термо-контроля должна быть:

– долговечна, – допускать простую калибровку в любое время (проверку «нуля» и фик-

сированной точки температуры), – не подвергаться влиянию внешних факторов – вибрации, сильных элек-

трических и магнитных полей. Разработано несколько методов термоконтроля, основными из которых

являются: – метод терморезистора (прямой и косвенный), – метод термопары, – инфракрасный метод, – методы, использующие изменение физического или химического со-

стояния вещества при изменении его температуры. Каждый из перечисленных способов имеет свои преимущества и недос-

татки.

Метод терморезистора [22]. Используется зависимость сопротивления

проводника от его температуры: ( )R f ϑ= .

В большинстве случаев сопротивление увеличивается с ростом темпера-туры. Эта зависимость у меди линейна в пределах от –50°С до +200°С, у желе-за и вольфрама она в основном нелинейна. Сопротивление полупроводников, а также материалов типа угля, вилита и электролитов уменьшается при увеличе-нии температуры, их температурные характеристики нелинейны.

Сопротивление проводника с линейной характеристикой:

( )0R R 1 α ϑ= ⋅ + ⋅ ,

где R – сопротивление проводника, Ом, при температуре ϑ ;

0R – сопротивление проводника, Ом, при температуре 0°С;

ϑ – температура проводника, 0°С;

56

α – температурный коэффициент сопротивления (ТКС) проводника.

Сопротивление 0R проводника при температуре 2ϑ можно вычислить,

зная его сопротивление 1R при температуре 1ϑ :

22 1

1

1R R

1

α ϑα ϑ

+ ⋅=

+ ⋅.

У меди 0,0043α = , следовательно

235

2352

2 11

R Rϑϑ

+=

+.

Температура 2ϑ медного проводника по его сопротивлению 2R :

( )235 23522 1

1

R

Rϑ ϑ= − − .

Все сопротивления обмоток электрических машин, величина которых

указывается в паспортах и формулярах машин, пересчитываются на базовую температуру 15°С. Измерения по методу терморезистора (ТР) удобнее всего производить с использованием мостовой схемы – рис. 19 [22]. При включении

0R мост балансируется посредством 3R на «ноль»; при включении 100R из-

мерительный прибор ИП посредством KR устанавливается на отметку «100

делений», соответствующую 100°С. Для измерения температуры включается

XR , представляющий собой терморезистор ТР.

57

Рис. 19. Мостовая схема измерения температуры [22]

Cхема моста позволяет измерять температуру с погрешностью, опреде-ляемой в основном классом ИП. При использовании ИП класса 0,2 точность измерения температуры не хуже ±0,5°С.

Логометрическая схема измерения температуры. Логометр ЛОГ срав-нивает два тока, протекающих по обмоткам I и II – рис. 20 [22]. В обмотке I протекает ток, величина которого зависит от сопротивления ТР, а следователь-но, от измеряемой температуры, а ток в обмотке II регулируется потенциомет-ром.

Логометрическая схема проще, но менее точна, т.к. ЛОГ имеют невысо-кий класс точности, обеспечивающий измерение температуры с точностью не

лучше ±2°С. Эта схема широко применяется для штатного термоконтроля за обмотками, подшипниками и подпятниками генераторов, за температурой ох-лаждающей воды, воздуха и масла в трансформаторах. Применение метода терморезистора Для измерения температуры обмотки и железа статора электрической машины используют ТР из тонкой медной проволоки диаметром 0,1 мм, намо-танной на тонкую пластинку из изоляционного материала, защищенный внеш-ней изоляцией. Терморезистор, измеряющий температуру обмотки (меди), за-кладывается в пазу статора между секциями обмотки – ТРМ. ТР, измеряющий температуру железа статора, закладывается на дно паза (ТРЖ) – рис. 21. Необ-ходимо отметить, что ТРМ практически измеряет температуру на поверхности изоляции обмотки, а не температуру собственно меди обмотки, которая на 1-2°С выше за счет температурного перепада на изоляции. Но эта погрешность неизбежна, т.к. невозможно укрепить ТРМ непосредственно на обмотке, нахо-дящейся под высоким напряжением. Эта погрешность учитывается во всех нормах и ГОСТах.

RK

G

I

II

TP

t

ЛОГ

58

Рис. 20. Измерение температуры логометром [22, 23].

ОБС

ТРЖ ТРМ

Рис. 21. Разрез по пазу статора генератора с терморезисторами: ТРЖ измеряет темпе-

ратуру железа Æϑ , ТРМ измеряет температуру меди Ìϑ ; ОБС – обмотка статора [22].

Метод термопары. Метод является достаточно точным и универсаль-ным, основанным на известном явлении возникновения термо-ЭДС при нагре-вании спая двух разнородных металлов. Термо-ЭДС спая медь-константан рав-на приблизительно 0,04 В/°С. Точное значение термо-ЭДС зависит от материа-ла спая и его технологии. Практически все термопары перед использованием калибруются. Схема измерения температуры приведена на рис. 22.

Рис. 22. Схема измерения температуры методом термопары [22].

59

«Горячий спай» ГС находится на объекте измерения – электрическом ап-парате ЭА, температура «холодного спая» ХС должна быть точно известна. Милливольтметр измеряет разность ЭДС ГС и ХС.

Метод термопары обладает одним недостатком – малой ЭДС при невысо-ких температурах. Поэтому его редко применяют для штатного измерения тем-пературы электрических аппаратов, чаще – для точных измерений при специ-альных испытаниях и исследованиях. Более широко он применяется для изме-рений в теплотехнической части электростанции, где температуры достигают сотен градусов и термо-ЭДС достаточно велика.

Бесконтактное измерение температуры Применяется в основном в тех случаях, когда перечисленные классиче-

ские способы неприменимы. Например, при измерении сопротивления обмотки ротора генератора с выпрямительной системой возбуждения на ходу возникают заметные трудности связанные c наличием на обмотке возбуждения большой переменной составляющей напряжения. Схема бесконтактного измерения тем-пературы обмотки полюсов ротора гидрогенератора – рис. 23. На валу В гене-ратора вращается ротор Р с ободом ротора ОР и обмоткой возбуждения полю-сов ОВГ. Под полюсами ротора неподвижно установлен термодатчик ТД, вос-принимающий инфракрасное излучение нагретой ОВГ, пропорциональное тем-пературе ОВГ. Усиленный в усилителе УС сигнал от ТД поступает на измери-тельный проградуированный прибор. Система относительно проста и надежна. В качестве термодатчика может быть использован, например, инфракрасный термометр (пирометр) [24] – рис. 24.

Рис. 23. Бесконтактное измерение температуры обмотки возбуждения гидрогенератора с помощью термодатчика [22].

60

Рис. 24. Инфракрасный термометр ST350. Диапазон измерений: -25°C-+400°C; Разреше-

ние: 1°C; Точность измерений температуры ±(2%+1°C) [24].

Для наблюдения за распределением температуры исследуемой поверхно-сти используются тепловизоры [25]. Распределение температуры отображается на дисплее (или в памяти) тепловизора как цветовое поле, где определённой температуре соответствует определённый цвет – рис. 25. Как правило, на дис-плее отображается диапазон температуры видимой в объектив поверхности. Типовое разрешение современных тепловизоров – 0,1 °C. Различают наблюда-тельные и измерительные тепловизоры. Первые просто делают изображение в инфракрасных лучах видимым в той или иной цветовой шкале. Измерительные тепловизоры, кроме того, присваивают значению цифрового сигнала каждого пиксела соответствующую ему температуру, в результате чего получается кар-тина распределения температур.

61

Рис. 25. Цветовое поле распределения температуры на дисплее тепловизора [25].

Измерение температуры методом изменения физического состояния измерителя

Используется для разовых измерений или измерений в дежурном режиме для сигнализации о превышении допустимой температуры. Легкоплавкие при-пои с четким переходом из твердой в жидкую фазу при определенной темпера-туре используются для пайки сигнальных флажков-семафоров (см. рис. 26). При достижении заданной, опасной для оборудования, температуры припой расплавляется и флажок падает. При очередном обходе оборудования дежур-ный персонал зафиксирует недопустимый нагрев элемента оборудования. Из легкоплавких материалов изготавливают «свечи», по оплавлению которых так-же можно определить температуру оборудования в труднодоступных местах.

Для контроля за температурой в недоступных местах используются также термокраски. Термокраска - термореактивное вещество, резко изменяющее свой цвет при достижении заданной температуры – табл. 3. Термокраска нано-сится на изучаемый элемент оборудования, например на ротор машины. После проведения эксперимента машину останавливают и наблюдают цвет термо-краски: если он изменился, машина нагревалась выше пороговой температуры термокраски. Обычно на объект измерения наносят несколько красок с различ-ными пороговыми температурами. Если были нанесены термокраски с темпе-ратурами срабатывания 70, 90 и 100°С и после опыта термокраски на 70 и 90°С

62

изменили свой цвет, а 100-градусная не изменила, то это значит, что объект на-гревался в среднем до 95°С (более 90° и менее 100°С) [22].

Рис. 26. Контроль температуры шинного контакта легкоплавким флажком-семафором [22]

Таблица 3. Термохимические индикаторные краски [26]

63

4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

Отклонение напряжения от номинального, указанного на заводской таб-личке электродвигателя, влечет за собой изменение его вращающего момента, токов, температур нагрева обмоток и активной стали, энергоэкономических показателей – коэффициента мощности и КПД. У получившего наибольшее распространение асинхронного короткозамк-нутого электродвигателя с уменьшением напряжения вращающий момент уменьшается пропорционально квадрату напряжения, снижается частота вра-щения и соответственно падает производительность механизма. Уменьшение напряжения ниже 90 % номинального характеризуется значи-тельным увеличением токов и нагревом обмоток. Повышение температуры на-грева прежде всего оказывает вредное воздействие на изоляцию обмотки ста-тора, вызывая ее преждевременное старение. Увеличение напряжения свыше 110 % номинального сопровождается повышением нагрева активной стали. Отклонения напряжения в пределах от 90 до 110 % номинального не вызы-вают столь серьезных изменений параметров электродвигателя и поэтому яв-ляются допустимыми. Однако наилучшие показатели и характеристики элек-тродвигателя обеспечиваются при напряжениях на шинах собственных нужд (СН) в пределах от 100 до 105 % номинального. С целью сохранения оптималь-ных параметров электродвигателя и создания наилучших условий для его пуска наиболее предпочтительным является поддержание на шинах СН напряжения на уровне 105 % номинального [2].

Изменение частоты сети при неизменном напряжении в пределах ±2,5 % номинального значения не оказывает заметного влияния на пусковые и рабочие характеристики электродвигателей и производительность сопрягаемых с ними механизмов.

При работе электродвигателя при напряжении выше 110 % номинального и пониженной частоте сети (на 2,5 % и ниже от номинальной) росту потерь в стали сопутствует ухудшение условий охлаждения активных частей из-за сни-жения производительности установленного на валу электродвигателя вентиля-тора.

При работе электродвигателя с номинальной мощностью при напряжении 90% номинального или ниже и частоте сети на 2,5% выше номинальной повы-шенному нагреву обмоток сопутствует снижение перегрузочной способности (Ммакс / Мном) электродвигателя.

По указанным причинам при одновременных встречных отклонениях на-пряжения и частоты питающей сети сумма абсолютных значений отклонений не должна превышать 10% [2].

64

Приведенная выше информация взята из [2]. В этом пособии приведены развернутые пояснения к пунктам Правил технической эксплуатации электри-ческих станций и сетей Российской Федерации – [1], содержащим требования к монтажу оборудования, режимам его работы и особенностям эксплуатации. Часть этих пояснений включена в настоящее учебное пособие по следующей схеме: приводится формулировка соответствующего пункта ПТЭ – [1] (или части пункта), и, с соответствующей ссылкой – информация из [2], а также – из других источников. Некоторые требования Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации ПТЭ, п.5.2.3. На электродвигатели и приводимые ими механизмы

должны быть нанесены стрелки, указывающие направление вращения. На

электродвигателях и их пусковых устройствах должны быть надписи с

наименованием агрегата, к которому они относятся.

Выполнение своих функций большинством механизмов осуществляется при одном направлении вращения. Поэтому направление вращения электро-двигателя должно быть согласовано с требуемым направлением вращения ме-ханизма. Следует учитывать, что одно определенное направление вращения для ряда электродвигателей и механизмов является обязательным по условиям технологии, охлаждения, смазки подшипников, другим конструктивным осо-бенностям.

Для удобства согласования направления вращения электродвигателя с механизмом, во избежание их поломок и т.п. на электродвигателе и приводи-мом им механизме необходимо иметь указатели направления вращения, обо-значаемые хорошо видимыми стрелками [2] – рис. 27 [27].

У кнопок или ключей управления выключателями (автоматическими вы-ключателями или магнитными пускателями) электродвигателей, должны быть четкие надписи, указывающие, к какому электродвигателю они относятся, а также какая кнопка или какое направление поворота ключа относится к пуску и какое к останову электродвигателя. Маркировка коммутационных аппаратов, кнопок и ключей управления должна выполняться персоналом электроцеха [28].

Для определения направления вращения, механической исправности, правильности сборки и установки двигателя осуществляется пробный пуск (у двухскоростных электродвигателей направление вращения проверяется на обе-их скоростях). Пробный пуск, как правило, производится при отсоединенном приводном механизме и не до полного разворота [28].

65

Рис. 27. Указатели направления вращения на корпусах электродвигателей [27]. ПТЭ, п.5.2.4. Продуваемые электродвигатели, устанавливаемые в

пыльных помещениях и в помещениях с повышенной влажностью, должны

быть оборудованы устройствами подвода чистого охлаждающего воздуха.

Количество воздуха, продуваемого через электродвигатель, а также его па-

раметры (температура, содержание примесей и т.п.) должны соответст-

вовать требованиям заводских инструкций. Требование подвода чистого воздуха для охлаждения продуваемых элек-

тродвигателей, работающих в пыльных помещениях и помещениях с повышен-ной влажностью, преследует цель обезопасить эти электродвигатели от интен-сивного загрязнения и увлажнения их активных частей. Опасному воздействию загрязненной и увлажненной среды, в первую очередь, подвержена изоляция обмотки статора. Занос в электродвигатель пыли резко ухудшает условия охлаждения, вызы-вает повышенный нагрев, ведущий к ускоренному старению изоляции. Увлажнение снижает электрическую прочность и вызывает пробой изоля-ции. Поэтому подвод достаточного количества чистого охлаждающего воздуха по воздуховодам к продуваемым электродвигателям создает нормальные усло-вия для их работы [2].

ПТЭ, п.5.2.7. При перерыве в электропитании электродвигателей

(включая электродвигатели с регулируемой частотой вращения) ответст-

66

венного тепломеханического оборудования должен быть обеспечен их груп-

повой самозапуск при повторной подаче напряжения от рабочего или ре-

зервного источника питания с сохранением устойчивости технологиче-

ского режима основного оборудования.

Целью самозапуска является восстановление нормальной работы элек-тродвигателей после кратковременного перерыва в электропитании, который может быть вызван отключением рабочего источника питания, коротким замы-канием во внешней сети и т.п. После исчезновения питания происходит торможение, т.е. снижение часто-ты вращения электродвигателей. Успех самозапуска зависит от продолжительности перерыва электропита-ния. Чем больше этот перерыв, тем более глубокое торможение претерпевают электродвигатели, а чем меньше частота их вращения в момент восстановления электропитания, тем больше суммарный ток самозапускающихся электродви-гателей, который увеличивает падение напряжения в линии питания и еще больше уменьшает начальное напряжение самозапуска, а это, в свою очередь, увеличивает время разбега электродвигателей и восстановление производи-тельности механизмов [2].

ПТЭ, п.5.2.7. … Время перерыва питания, определяемое выдержками

времени технологических и резервных электрических защит, должно быть

не более 2,5 с. Перечень ответственных механизмов должен быть утвер-

жден техническим руководителем электростанции. Время самозапуска может оказаться настолько большим, что отклонение параметров основных агрегатов электростанции достигнет уставок срабатыва-ния технологических защит, после чего эти агрегаты будут отключены. С уве-личением перерыва электропитания процесс самозапуска недопустимо затяги-вается и может оказаться опасным для электродвигателей по условиям нагрева. Наибольший перерыв электропитания регламентирован 2,5 с, что обуслов-лено временем действия защиты минимального напряжения и АВР. Расчет и выбор схемы и мощности источников электропитания СН, уставок электрических и технологических защит должны обеспечивать успешный само-запуск электродвигателей при перерывах электропитания до 2,5 с. Для облегчения условий самозапуска в нем принимают участие лишь от-ветственные электродвигатели, от которых, в первую очередь, зависит беспере-бойная работа основных агрегатов электростанции. Неответственные электро-двигатели при исчезновении электропитания автоматически отключаются. Включение их в работу производится персоналом после окончания самозапус-ка ответственных электродвигателей.

67

Перечень ответственных электродвигателей должен быть утвержден тех-ническим руководителем электростанции [2].

ПТЭ, п.5.2.8. Электродвигатели с короткозамкнутыми роторами раз-

решается пускать из холодного состояния 2 раза подряд, из горячего - 1 раз,

если заводской инструкцией не допускается большего количества пусков.

Последующие пуски разрешаются после охлаждения электродвигателя в

течение времени, определяемого заводской инструкцией для данного типа

электродвигателя. С целью создания необходимой оперативности в управлении технологи-ческим режимом, технологической дисциплины и ответственности, надзор за работой электродвигателей вменяется в обязанность дежурному персоналу то-го цеха, в чьем ведении находятся механизмы. Период пуска, сопровождаемый большими токами в обмотках, является для электродвигателя тяжелым режимом, в первую очередь, по условиям нагрева проводников обмоток и изоляции. Многократные пуски подряд вызывают, в частности, недопустимый нагрев изоляции обмотки статора, резко сокращаю-щий срок ее службы. Кроме того, возможен обрыв паек стержней ротора к ко-роткозамыкающим кольцам. Большинство электродвигателей с короткозамкнутым ротором в установках СН электростанции имеют продолжительный режим работы (S1 по ГОСТ 183-74) и не предназначены для многократных пусков подряд. Разрешаемое число пусков подряд зависит от исходного состояния электродвигателя.

Если двигатель находится в холодном состоянии (под холодным понима-ется состояние, при котором температуры его активных частей близки к тем-пературе окружающего воздуха), то для него разрешается два пуска подряд. Если двигатель находится в горячем состоянии (состояние после отключе-ния длительно работавшего двигателя от сети, у которого температуры актив-ных частей достигли установившихся рабочих значений), то для него допуска-ется только один пуск. Независимо от целей пуска последующий пуск возможен после охлаждения электродвигателя в течение получаса и более в зависимости от типа двигателя. Конкретное время остывания указывается в заводской инструкции [2]. ПТЭ, п.5.2.8. …Повторные включения электродвигателей в случае

отключения их основными защитами разрешаются после обследования и

проведения контрольных измерений сопротивления изоляции. Для двигате-

лей ответственных механизмов, не имеющих резерва, повторное включе-

ние разрешается после внешнего осмотра двигателя. Повторное включение

68

двигателей в случаях действия резервных защит до выяснения причины

отключения запрещается. При отключении электродвигателя основной защитой повторное его

включение можно производить только после осмотра, убедившись в отсутствии внешних признаков повреждения электродвигателя и механизма, а также при положительных результатах контрольного измерения сопротивления изоляции.

При отключении электродвигателя ответственного механизма от действия основной защиты и отсутствии резервного электродвигателя допускается по-вторное включение электродвигателя после внешнего осмотра и получения разрешения от начальника смены электроцеха [2].

Резервные защиты, по сравнению с основными, имеют существенно бóльшую выдержку времени действия на отключение, поэтому перед повтор-ным включением электродвигателя, отключенного резервными защитами, не-обходимо провести его осмотр, выяснить и устранить причины отключения.

ПТЭ, п.5.2.9. Электродвигатели, длительно находившиеся в резерве,

и автоматические устройства включения резерва должны осматриваться

и опробоваться вместе с механизмами по утвержденному техническим

руководителем графику. При этом у электродвигателей наружной уста-

новки, не имеющих обогрева, должны проверяться сопротивление изоля-

ции обмотки статора и коэффициент абсорбции.

Бесперебойная работа основных агрегатов электростанции во многом за-висит от состояния и готовности к работе резервных электродвигателей и ис-правности устройств автоматического включения резерва (АВР). Электродви-гатели, находящиеся в резерве, в любой момент могут быть включены в работу от АВР. Поэтому контроль за состоянием устройств АВР и опробование элек-тродвигателей совместно с механизмами, длительное время находящимися в резерве, должны производиться по специальному утвержденному графику. Лучшей проверкой готовности электродвигателя и приводимого им меха-низма к работе является опробование непосредственным включением электро-двигателя в сеть.

В процессе опробования резервный электродвигатель вместе с механиз-мом следует включать при действии каждого пускового органа АВР: по от-ключению электродвигателя рабочего механизма и по изменению технологи-ческого параметра. При этом должны быть приняты меры, исключающие на-рушение технологического процесса в случае отказа опробуемого устройства или других неполадок.

У не имеющих обогрева электродвигателей наружной установки перед их опробованием необходимо проверить сопротивление изоляции обмотки статора

69

и коэффициент абсорбции. В случае отрицательных результатов следует про-вести мероприятия по сушке и восстановлению требуемого значения сопротив-ления изоляции [2].

Сопротивление изоляции обмоток в начале сушки снижается, так как происходит распаривание изоляции – рис. 28 [29], а в дальнейшем по мере под-сушивания возрастает до предельного значения и остается на этом уровне. Сушка обмотки считается законченной, когда сопротивление изоляции и коэф-фициент абсорбции после возрастания остаются неизменными в течение 3–5 ч при установившейся температуре [29].

Рис. 28. Изменение параметров изоляции при сушке: 1 – температура, °С; 2 – сопротивление изоляции, МОм; 3 – коэффициент абсорбции [29].

ПТЭ, п.5.2.10. Вертикальная и поперечная составляющие вибрации

(среднее квадратическое значение виброскорости или удвоенная амплитуда

колебаний), измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с

механизмами, не должны превышать значений, указанных в заводских ин-

струкциях.

Причинами возникновения ухудшенного вибрационного состояния элек-тродвигателя могут явиться недостаточная балансировка ротора, плохое креп-ление электродвигателя или механизма на фундаменте, недостаточная жест-кость самого фундамента, неправильная центровка электродвигателя с меха-низмом и т.д.

Усилившаяся вибрация приводит к ослаблению крепления и преждевре-менному износу отдельных частей и деталей электродвигателя, их поломкам и повреждению, аварийному выходу электродвигателя из строя.

Ряд установленных на электростанции электродвигателей сочленен с ме-ханизмами, работа которых сопряжена с быстрым и неравномерным износом их вращающихся рабочих частей (бил молотковых мельниц, лопастей дымососов и т.д.), что приводит к их ускоренной разбалансировке и повышенной вибрации. Кроме того, в эксплуатации могут находиться электродвигатели старых выпус-ков с частично изношенными опорными конструкциями, многократно бывшие

70

в восстановительных ремонтах и выработавшие расчетный срок службы. Для таких электродвигателей на период времени, необходимый для устранения причин повышенной вибрации, устанавливаются менее жесткие нормы [2].

Постоянный надзор за работой электродвигателей должен осуществлять-ся дежурным персоналом технологического цеха, обслуживающим механизмы. Кроме этого, состояние и режим работы электродвигателей должен контроли-ровать дежурный персонал электрического цеха путем периодических по гра-фику обходов и осмотров всех как работающих, так и находящихся в резерве электродвигателей [28].

Во время работы электродвигателя дежурный персонал технологических цехов обязан:

– осуществлять регулирование нагрузки электродвигателей в допустимых пределах в зависимости от режима работы котла, турбины и другого оборудо-вания электростанции, следя за тем, чтобы токи статора (ротора) не превышали номинальных значений. При отсутствии амперметров, контролировать темпе-ратуру нагрева электродвигателя непосредственно прикосновением к корпусу рукой. При превышении допустимых пределов по величине тока или нагреву необходимо разгрузить агрегат и принять меры к выяснению причины пере-грузки;

– контролировать нагрев и вибрацию подшипников. Если на ощупь будет обнаружено повышение температуры или вибрации подшипника, то необходи-мо провести контрольное измерение посредством переносного прибора (при отсутствии стационарных приборов) [28].

ПТЭ, п.5.2.12. Электродвигатели должны быть немедленно отключе-

ны от сети при несчастных случаях с людьми, появлении дыма или огня из

корпуса электродвигателя, его пусковых и возбудительных устройств, по-

ломке приводимого механизма. Электродвигатель должен быть остановлен после пуска резервного

(если он имеется) в случаях: • появления запаха горелой изоляции; • резкого увеличения вибрации электродвигателя или механизма; • недопустимого возрастания температуры подшипников; • перегрузки выше допустимых значений; • угрозы повреждения электродвигателей (заливание водой, запарива-

ние, ненормальный шум и др.).

Приведенный перечень аварийных ситуаций не является исчерпываю-щим. В местной инструкции по эксплуатации электродвигателей этот перечень должен быть уточнен с учетом местных условий, требований пожарной и эко-

71

логической безопасности, неблагоприятных воздействий на соседнее оборудо-вание и т.п.

Порядок действий дежурного персонала по отключению электродвигате-ля при наличии явных признаков его ненормальной работы устанавливается типовой инструкцией по эксплуатации электродвигателей в установках собст-венных нужд электростанций и конкретиризуется в местных инструкциях [2].

Надзор и уход за электродвигателями [30] Согласно ПТЭ [1], постоянный надзор за нагрузкой двигателей, темпера-

турой подшипников и охлаждающего воздуха (у электродвигателей с замкну-той системой вентиляции), поддержание уровня смазки в подшипниках, а так же пуск и останов двигателей осуществляется персоналом, обслуживающим механизм. Кроме того, в соответствии с [28], персонал обязан: следить за виб-рацией подшипников и корпуса электродвигателя; проверять, не появился ли в нем ненормальный шум; не допускать попадания воды и пара в электродвига-тель и периодически протирать его от пыли.

Дежурный персонал электроцеха обязан периодически, в сроки, установ-ленные графиком обходов оборудования, осматривать двигатели и контроли-ровать режим работы их по всем показателям (нагрузка по току статора, нагрев, уровень масла в подшипниках и т.п.), а также производить их ремонт и испыта-ния. Регулярно должно измеряться сопротивление изоляции двигателей [30]. В эксплуатации эта величина не нормируется. Однако при уменьшении сопротив-ления изоляции обмотки двигателя из-за увлажнения ниже 1 МОм на 1 кВ (при отнесении ее к 75°С) вероятность повреждения обмотки из-за пробоя изоляции резко возрастает, поэтому двигатели с такой изоляцией до включения в работу должны подвергаться подсушке. Измерять сопротивление изоляции обмоток двигателя перед каждым пус-ком и тем более в аварийных условиях, нет необходимости. Обнако недопусти-мо ограничиваться контролем состояния изоляции только при ремонтах. Целе-сообразно проводить измерение сопротивления изоляции при пуске основного агрегата (котла, турбины), если с момента предыдущего замера прошло более одного месяца [30]. Такой же срок можно выдерживать при плановых опробо-ваниях двигателей, находящихся в длительном резерве (следует учитывать, что при длительном нахождении двигателя в резерве или в ремонте возможно ув-лажнение изоляции обмотки статора, что может потребовать сушки и по этой причине затянуть ввод его в работу). Поэтому при пуске блока из планового ремонта измерение изоляции обмотки статора электродвигателей ответствен-ных механизмов собственных нужд следует проводить не позднее двух суток

72

до намеченного срока окончания ремонта. Сопротивление изоляции обмоток статоров электродвигателей напряжением выше 1кВ вместе с питающим кабе-лем, пускаемых после длительного простоя или нахождения в резерве, также не нормируется. Считается достаточным, если указанное сопротивление составля-ет не менее 1МОм на 1кВ номинального линейного напряжения. Сопротив-ление изоляции измеряется при номинальном напряжении обмотки до 0,5кВ включительно – мегаомметром на напряжение 500В, при номинальном напря-жении обмотки свыше 0,5кВ до 1кВ – мегаомметром на напряжение 1000В, а при напряжении обмотки выше 1кВ – мегаомметром на напряжение 2500В [28].

Если известно, что в двигатель попали пар или вода, то сопротивление изоляции должно быть измерено независимо от продолжительности нахожде-ния двигателя в резерве и от даты предыдущего замера [30].

Надзор и уход за подшипниками двигателей состоит в контроле за их температурой и отсутствием повышенного шума. Смена смазки в подшипниках качения производится, как правило, один раз в год.

В подшипниках скольжения, кроме того, следят за уровнем и чистотой масла и нормальным вращением смазочных колец – рис. 29. При низком уровне масла производят доливку его. Нормально доливать масло в подшипники при-ходится 1 раз в месяц и реже. Более частая доливка требуется только при нали-чии утечки масла из подшипников. Любая утечка масла – это серьезный дефект. Особенно опасна утечка внутрь двигателя. Попадая на обмотку, масло разру-шает изоляцию, резко снижает ее электрическую прочность, что может привес-ти к КЗ в обмотке.

73

Рис. 29. Смазывание подшипника кольцом. Нижнюю часть подшипника выполняют как ре-зервуар для масла, в верхнем вкладыше прорезают щель, пропускающую смазочные кольца.

Масло подается к поверхностям трения кольцом, увлекаемым во вращение валом. 1 – кольцо; 2 – цапфа; 3 – резервуар для масла.

Подшипники электродвигателей не должны нагреваться выше 80ºС при условии, что разница между температурой подшипников и температурой окру-жающего воздуха не превышает 45°С.

Надзор и уход за охлаждением двигателей заключается в регулярной очистке от пыли и грязи всасывающих проемов торцевых крышек двигателей, забирающих воздух для охлаждения непосредственно из помещения.

На отключенных двигателях типа ДАЗО, установленных вне помещения, в холодное время и в сырую погоду должны включаться электронагреватели, вмонтированные в корпусе двигателя. В противном случае возможно отпотева-ние и увлажнение изоляции обмотки. На работающем двигателе должны рабо-тать оба вентилятора, обеспечивающих проток воздуха по трубкам воздухоох-ладителя. При остановке обоих вентиляторов двигатель ДАЗО может пере-греться и выйти из строя. Поэтому ревизия подшипников двигателей вентиля-торов должна производиться в такие сроки, чтобы между ремонтами было ис-ключено их повреждение (желательно осенью и весной). Должна быть исправ-ной сигнализация об остановке вентиляторов.

Мощные двигатели работают по замкнутой системе охлаждения и имеют водяные воздухоохладители.

Для прекращения подачи воздуха при останове двигателя на коробах ус-танавливаются заслонки (шиберы). Если в холодное время года оставить шибе-ры на остановленном двигателе открытыми, то при резком потеплении наруж-ного воздуха возможна конденсация влаги на обмотке [30].

74

Для предотвращения конденсации влаги на стенках воздухоохладителя температура входящей в него воды не должна быть ниже 5–10 °С. Разность ме-жду температурами входящего воздуха и входящей воды обычно не превышает 7–10 °С. Увеличение этой разницы, как и нагрев воды в газоохладителе более длительно наблюдаемого значения (2–8°С), указывает на малый проток воды через газоохладитель из-за его засорения, скопления воздуха в трубках или по другим причинам. Вода в воздухоохладители должна подаваться только через фильтры. Для очистки воздухоохладителей без их разборки от мелкой щепы, палок, листьев и другого мусора и частично от слизи целесообразно на двигате-лях выполнить схемы промывки обратным ходом воды [28].

Неисправности электродвигателей [28, 30] При включении электродвигатель не вращается, гудит или вращает-

ся, но очень медленно. Может быть несколько причин: – обрыв одной фазы в цепи статора (сгорел предохранитель, плохой

контакт в выключателе и т.п.; либо обрыв или плохой контакт в цепи ротора. Ротор двигателя не вращается. Во избежание сгорания двигателя необходимо отключить его выключатель, пускатель или контактор [30]);

– обрыв или слабый контакт в цепи фазного ротора (двигатель при этом повреждении может вращаться, но с малой частотой. Ток статора колеб-лется с частотой скольжения. При нарушении контакта в обмотке ротора из двигателя могут появиться искры и дым [28]);

– механическое заедание в двигателе или механизме (для проверки от-сутствия заедания необходимо при отключенном двигателе провернуть агрегат за муфту рукой);

– недопустимая несимметрия зазора между ротором и статором

(при этом дефекте двигатель проворачивается за муфту без заедания. Сопро-тивление изоляции обмотки в норме. Причина неисправности устанавливается путем измерения зазора при снятых торцевых крышках. [28]);

– недостаточное превышение пускового момента двигателя над на-

чальным моментом механизма (если при повышенном напряжении двигатель разворачивается нормально. Необходимо заменить двигатель на другой с более высоким пусковым моментом или с большей мощностью [28];

– агрегат перед пуском вращается в обратную сторону (ситуация воз-можна из-за неплотного закрытия шибера или задвижки. Необходимо потребо-вать от персонала тепловых цехов обеспечить плотное закрытие шиберов);

– витковое замыкание в обмотке статора (как правило, в крупных двигателях и тем более высоковольтных витковое замыкание при первом же включении сопровождается появлением замыкания на корпус и коротким за-мыканием между фазами [28]);

75

– неправильная схема соединения обмотки статора (в звезду вместо треугольника, либо одна из фаз «перевернута»).

При работе двигателя обнаружен повышенный нагрев подшипника

скольжения. Возможные причины: – низкий уровень масла, медленное вращение смазочного кольца, за-

грязнение масла; – появление осевых усилий на вкладыш, вызванных износом деталей по-

лумуфт (пальцев, зубьев, шестерен и т.п.); – плохая шабровка вкладыша или нарушение ее в результате частич-

ного подплавления баббита. При работе двигателя обнаружен повышенный нагрев подшипника

качения. Может быть несколько причин: – отсутствие смазки в результате ее вытекания или высыхания из-за

несвоевременной замены; – излишки смазки (обычно этот дефект наблюдается после ремонта. Не-

обходимо уменьшить количество смазки, чтобы она занимала не более 2/3 объ-ема свободного пространства);

– появление дефектов в подшипнике: раковины, трещины, срабатыва-ние, разрушение сепаратора и задевание его за обоймы подшипника (появление раковин, трещин, выработок в рабочих поверхностях обоймы, на шариках или роликах подшипников сопровождается появлением ненормального шума при вращении подшипника. Двигатель при первой возможности должен быть оста-новлен в ремонт. Срабатывание сепаратора обнаруживается по наличию следов металла (блесков) в смазке, а также по заметному проседанию сепаратора вниз с касанием обойм [28, 30]).

При работе двигателя обнаружен повышенный нагрев его корпуса. Возможные причины:

– перегрузка двигателя по току, – засорение водяных охладителей, – забивание грязью и пылью защитных сеток в торцевых щитах со сторо-

ны подвода холодного воздуха, забивание грязью и пылью вентиляционных ка-налов в стали статора и ротора. В последнем случае двигатель следует продуть сжатым воздухом. Если нагрев не снизится, его следует вывести в ремонт с вы-емкой ротора.

– нарушение изоляции между листами стали статора.

76

При работе двигателя из него появились искры и дым. Защита не рабо-тает. Наиболее вероятная причина – задевание ротора за статор. Необходимо аварийно отключить двигатель.

При пуске дым и искры могут появиться из-за обгорания пыли, скопив-шейся в зазоре между ротором и статором [30].

Обрыв цепи статора при работе двигателя. Двигатель будет продол-

жать работать без заметного увеличения скольжения, если кратность его мак-симального момента больше двух. При номинальной нагрузке на валу ток в од-ной фазе станет равным нулю, а в двух других увеличится: при кратности мак-симального момента, равном 10 – в 1,73 раза, а при при кратности максималь-ного момента, равном 2 – в 2,37 раза. Обмотка статора от такого тока нагрева-ется до критической температуры в течение нескольких минут. Во избежание перегрева и перегорания обмотки статора двигатель следует немедленно от-ключить от сети.

При нагрузке на валу не выше 50% номинальной ток статора хотя и воз-растает при обрыве одной фазы, но зачастую не превышает номинального. В этом случае появляется возможность сначала включить резервный двигатель, а затем отключить неисправный.

Сильная вибрация электродвигателя. При появлении вибрации, пре-вышающей норму, двигатель должен быть выведен в ремонт при первой воз-можности, а при сильной и возрастающей вибрации должен быть остановлен аварийно.

Повторное включение автоматически отключившегося электродвигателя производится только после его осмотра. Если при автоматическом отключении электродвигателя ответственного механизма включение резервного невозмож-но, то допускается после осмотра включение отключившегося электродвигате-ля.

При наличии явных признаков короткого замыкания, несчастных случаев с людьми или поломке механизма включение автоматически отключившегося электродвигателя запрещается [28].

77

5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ В связи с тем что в сетях энергосистем существует несколько ступеней трансформации, количество трансформаторов и их мощность в несколько раз превышают число и установленную мощность генераторов. Следует заметить, что на каждый установленный киловатт генераторной мощности приходится 7–8 кВ · А трансформаторной мощности, а на вновь вводимый – до 12–15 кВ · А. На подстанциях 35–750 кВ энергосистем России работает около 2500 сило-вых трансформаторов и автотрансформаторов общей мощностью более 570 тыс. MB · А, что почти втрое больше установленной мощности генераторов электростанций.

Напряжение 1150 кВ отечественных трансформаторов является наивыс-шим в мире. Распределение трансформаторов и автотрансформаторов мощностью 120 MB · А и более по классам напряжения и их доля в общей мощности пред-ставлены в табл. 4 [31] и на рис. 30.

Таблица 4.

Основная часть силовых трансформаторов имеет маслобумажную изоля-цию с естественной или направленной циркуляцией масла. В пожароопасных зонах используются трансформаторы с сухой (полимерной) изоляцией и воз-душным охлаждением, а также с элегазовой изоляцией. В последнее время раз-работаны трансформаторы с обмотками кабельного типа, имеющие полиэтиле-новую изоляцию. Большие мощности трансформаторов и их выполнение на сверхвысокие напряжения определяют значительные напряженности электри-ческого и магнитного полей при использовании активных материалов, а также значительные механические воздействия при коротких замыканиях в сети. По-этому при эксплуатации трансформаторного оборудования необходимыми яв-ляются жесткий контроль за тепловым режимом работы (для предупреждения износа изоляции вследствие старения при повышенных нагревах), периодиче-ская подпрессовка обмоток, тщательная защита масла от увлажнения.

78

Рис. 30. Распределение мощности трансформаторов и автотрансформаторов [31].

Некоторые требования Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации ПТЭ, п.5.3.2. Трансформаторы (реакторы), оборудованные устройст-

вами газовой защиты, должны быть установлены так, чтобы крышка

имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1 %, а маслопровод к

расширителю - не менее 2 %. Полость выхлопной трубы должна быть со-

единена с полостью расширителя. При необходимости мембрана (диа-

фрагма) на выхлопной трубе должна быть заменена аналогичной, постав-

ленной заводом-изготовителем.

Внутренние повреждения и повышенные нагревы отдельных узлов ак-тивной части, как правило, вызывают разложение масла и твердой изоляции трансформатора, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газооб-разования зависит от характера и размеров повреждения.

Начало некоторых серьезных повреждений трансформаторов (таких, как «ползущие» разряды в главной изоляции, развивающиеся по изоляционным щитам и цилиндрам и сопровождающиеся образованием паразитных контуров в стали) сопровождается небольшим газообразованием.

Для обеспечения направления движения газов к газовому реле и концен-трации в нем возможно большего количества газа для ускорения срабатывания этого реле трансформаторы устанавливаются с соответствующим подъемом крышки и маслопровода к газовому реле – рис. 31. В соответствии с требова-ниями ПУЭ для трансформаторов мощностью 6,3 МВ-А и более газовая защита является обязательным элементом установки – рис. 32[2].

79

Рис. 31. Схема установки трансформатора с наклоном крышки и трубопровода [32]: 1 – газовое реле; 2 – расширитель; 3 – кран в трубопроводе; 4 – подкладка под катки

Рис. 32. Расширитель и выхлопная труба трансформатора [33]: 1 – расширитель; 2 – опорные пластины; 3 – крепящие уголки; 4 – крышка; 5 – маслопровод; 6 – газовое реле; 7 – плоский кран; 8 – выхлопная труба; 9 – патрубок для присоединения воздухоосушителя; 10 – газоотводные трубы; 11 – пробка; 12 – кольцо для подъема расширителя; 13 – маслоуказатель; 14 – труба для присоединения воздухоосушителя; 15 – воздухоосушитель; 16 – отстойник (грязевик); 17 – пробка или вентиль для спуска и заливки масла

В выпускаемых в настоящее время трансформаторах необходимый уклон, обеспечивающий нормальное функционирование газовой защиты, обеспечива-ется также специальными конструкторскими решениями.

В мощных трансформаторах с длинным баком для обеспечения возмож-но большего сбора газов в газовое реле газосборные трубки присоединяются в нескольких точках по длине бака и к адаптерам вводов.

У некоторых типов трансформаторов, имеющих верхнюю крышку бака полуцилиндрической или трапецеидальной формы, маслопровод от бака к рас-ширителю присоединяется к наивысшей точке крышки. У подобных трансфор-маторов наклон бака выполняется согласно заводской документации.

80

В ряде случаев уклон создается традиционными подкладками в соответ-ствии с указанием заводской инструкции по монтажу. Если в заводской доку-ментации указаний по выполнению необходимого уклона нет, то наклон крышки бака выполняется согласно рисунку, путем установки металлических прокладок под катки трансформатора со стороны расширителя. В случаях, ко-гда при работе трансформатора наблюдается ложная работа газового реле из-за вибрации маслопровода, что бывает иногда на мощных трансформаторах, необходимо принять меры к уменьшению вибрации маслопровода. [2].

Расширитель соединяется патрубком с баком трансформатора и обеспе-чивает заполнение его маслом при изменениях объема масла вследствие коле-баний температуры – рис. 32. Кроме того, трансформатор с расширителем име-ет меньшую площадь открытой поверхности масла, соприкасающегося с возду-хом, что уменьшает степень окисления, увлажнения и загрязнения масла. Объ-ем расширителя составляет 9,5 – 10 % объем масла в трансформаторе и системе охлаждения.

Сообщение внутреннего объема расширителя с атмосферой осуществля-ется через трубу 14, заканчивающуюся воздухоосушителем 15. К расширителю приварен отстойник (грязевик) 16, в котором накапливаются вода и осадки, по-падающие в масло. Расширитель связан газоотводными трубками с высоко рас-положенными точками колокола для отвода газов, которые могут там накапли-ваться. В маслопровод, соединяющий расширитель с баком, встраивается газо-вое реле 6, реагирующее на внутренние повреждения, сопровождающиеся вы-делением газов, а также на понижение уровня масла. Газовые реле применяют-ся двух типов: поплавковые и чашечные.

При повреждении трансформатора и возникновении пожара появляется необходимость быстрого перекрытия маслопровода, идущего от расширителя к баку. Для этого в маслопровод встраивается специальный автоматический кла-пан. Он закрывает отверстие для прохода масла из расширителя под действием заранее заведенной пружины. Управляется клапан электромагнитом, на обмот-ку которого подается оперативный ток при срабатывании релейной защиты от внутренних повреждений (на рис. 32 клапан не показан). Выхлопная (предохранительная) труба на крышке бака защищает его от разрыва при интенсивном выделении газа во время крупных повреждений внутри трансформатора. Верхний конец выхлопной трубы герметично закрыва-ется диафрагмой из стекла или медной фольги. При взрывообразных выделени-ях газа диафрагма выдавливается, давление в баке понижается, что и предохра-няет его от деформации. Верхняя полость выхлопной трубы и воздушное про-странство над поверхностью масла в расширителе соединены между собой

81

трубкой. Это необходимо для выравнивания давлений с обеих сторон диафраг-мы при изменении объема масла в нормальных эксплуатационных условиях. Вместо выхлопной трубы в настоящее время находят применение меха-нические пружинные предохранительные клапаны, устанавливаемые на верх-ней части стенки бака трансформатора – рис. 33 [34]. Клапан срабатывает при повышении давления в баке до 80 кПа и закрывается при давлении ниже 35 кПа. Время срабатывания клапана, приблизительно 0,05 с. На баке устанавли-ваются два клапана и более. Недостаток конструкции предохранительного клапана – ненадежность уплотнения. В результате резкого выброса масла при срабатывании клапана, манжета 7 может сместиться, что зачастую приводит к уходу из трансформато-ра части масла. Расширитель снабжается маслоуказателем 13 (рис. 32), а трансформаторы мощностью 10 MB-А и более, кроме того, – реле низкого уровня масла. Масло-указатель служит для контроля уровня масла в трансформаторе. Применяются плоские и трубчатые стеклянные маслоуказатели, работающие по принципу со-общающихся сосудов. На шкале маслоуказателя наносятся три контрольные риски, соответствующие уровням масла в неработающем трансформаторе при температурах –45, +15 и +40 ОС. Получили распространение также стрелочные магнитные маслоуказатели – рис. 34. Маслоуказатель имеет поплавок, располагающийся на поверхности масла в расширителе. Связь поплавка со стрелкой маслоуказателя, находящего-ся снаружи, осуществляется посредством двух постоянных магнитов, один из которых жестко связан со стрелкой, другой – системой рычагов с поплавком. Магниты разделены между собой тонкой немагнитной пластиной, герметично закрывающей окно, вырезанное в стальной боковой стенке расширителя. Маг-ниты взаимодействуют между собой через немагнитную пластину, поворачива-ясь на один и тот же угол в зависимости от положения поплавка. В корпус мас-лоуказателя встроен также специальный герметичный контакт (геркон), по-дающий сигнал в случае недопустимого понижения уровня масла в трансфор-маторе.

82

Рис. 33. Предохранительный клапан. 1 — корпус; 2 — шток;

3 — гайка фиксации; 4 — гайка-колпак; 5 — прокладка; 6 — клапан; 7— манжета; 8 — пружина; 9, 10 — кронштейн; 11 — втулка; 12 — рычаг; 13 — ось; 14 — винт регули-

ровки давления; 15 — винт фиксации; 16 — контргайка; 17 — амортизационная пружина; 18 — кожух;19 — фланец;

20 — пластина для фиксации крышки клапана [34, 35].

ПТЭ, п.5.3.3. Стационарные средства пожаротушения, маслоприем-

ники, маслоотводы и маслосборники должны быть в исправном состоянии.

Установки пожаротушения состоят из резервуаров или других источни-ков, наполненных необходимым количеством огнетушащего состава, устройств управления и контроля, системы трубопроводов и насадков-распылителей. Ко-личество распылителей, длины и сечение трубопроводов, требуемое количество огнетушащего вещества определяются расчётами [37].

83

Рис. 34. Внешний вид стрелочного маслоуказателя [36]

Наиболее доступным, дешевым и широко распространенным огнегаси-тельным средством является вода. Она обладает большой теплоемкостью (теп-лота парообразования 625 Вт/л), значительным объемом при парообразовании (1 л воды при испарении образует свыше 1700 л пара). Благодаря этим свойст-вам вода поглощает много тепла, охлаждая горящую поверхность до темпера-туры, при которой горение прекращается, а образующийся пар изолирует ее на некоторое время от кислорода воздуха. Кроме того, поданная под напором струя воды механически сбивает пламя с горящих поверхностей.

Для повышения огнегасительных свойств воды применяют специальные поверхностно-активные вещества. Введенные в воду в количестве 0,2 ... 2,0%, они понижают поверхностное натяжение воды и тем самым уменьшают спо-собность воды стекать с материалов, что позволяет сократить ее расход в 2,0 ... 2,5 раза при одновременном снижении времени тушения.

Тушение пожаров распыленной водой происходит быстрее и с меньшим расходом, чем компактной струей. При этом увеличивается поверхность сопри-косновения воды с горящими веществами, что способствует более интенсивно-му отбору водой тепла от очага горения, образованию пара, осаждению дыма [38].

Участок системы трубопроводов, по которым вода подается от резервуа-ров к объекту защиты (например, трансформатору), расположенный на откры-том воздухе, должна выполняться сухотрубным, чтобы избежать повреждения труб в зимнее время. На рис. 35 таким участком являются окрашенные в крас-ный цвет горизонтальные и вертикальные трубы стационарной системы пожа-ротушения - кольцевой противопожарный водопровод Ду 200 и сеть распреде-лительных трубопроводов с дренчерными оросителями.

84

Рис. 35. Стационарная система пожаротушения силового трансформатора [39].

На этом же рисунке видны опытные испытания пожарной техники нового по-коления – лафетных стволов ЛС-С20Уо – для защиты автотрансформатора АТДЦТН-240000/320/220/-7291. Пожарные лафетные стволы (рис. 36) закреп-лены на трубах ранее установленной системы пожаротушения; вода к стволам подается по пожарным рукавам.

Общая площадь, подлежащая защите установкой пожаротушения, вклю-чает в себя вертикальные и горизонтальные наружные поверхности элементов автотрансформатора. С учетом 10% запаса на неучтенные крепления и трубо-проводы расчетная защищаемая площадь составляет 325м2. Минимальное ко-личество лафетных стволов ЛС-С20Уо, необходимых для защиты объекта, со-ставит 4 шт – рис. 37. При расчете учитывалось орошение каждой точки защи-щаемой поверхности двумя струями при напоре 0,6МПа с дальностью струи 10м (при угле распыливания 90о, угле возвышения ствола 40о и расходе 20л/с). Расход воды на пожаротушение составит 80л/с, при этом интенсивность оро-шения будет 0,24л/(с·м2), при норме 0,2л/(с·м2). С учетом минимального расхо-да на наружное пожаротушение не менее 10л общий расход установки пожаро-тушения составит 90л/с.

85

Рис. 36. Пожарные лафетные стволы с осцилляторами качения типа ЛС-С20Уо (слева), ЛС-С40Уо, ЛС-С60Уо, ЛС-С100Уо или пожарные лафетные стволы с осцилляторами кру-гового вращения типа ЛС-С20Уок (справа), ЛС-С40Уок, ЛС-С60Уок, ЛС-С100Уок [39]. Ла-фетные стволы с осцилляторами подключаются к магистральному подводящему трубопро-

воду с использованием дисковых затворов ДЗЭ-80, ДЗЭ-100 или ДЗЭ-80Ех, ДЗЭ-100Ех во взрывозащищенном исполнении. Лафетные стволы могут быть оснащены также эжек-

торными насадками для подачи пенообразователя в установках пенного пожаротушения и дефлекторными насадками для получения плоской струи при создании водяных завес. Осцил-лятор гидравлический предназначен для использования в комплекте с лафетными стволами типа ЛС-С20(15;25)У и ЛС-С40(30;20)У для перемещения (качания) ствола в заданном сек-

торе, используя энергию подаваемой на лафетный ствол воды.

Рис. 37. Иллюстрация к расчету защиты объекта. Лафетные стволы устанавливаются на кольцевом противопожарном водопроводе Ду 200 по периметру автотрансформатора на

расстоянии не менее 2,55м, в соответствии с требованиями ПУЭ, см. рисунок. Размещение стволов обеспечивает орошение каждой точки автотрансформатора не менее чем двумя

струями, что подтверждается картами орошения [39].

Маслоприемные и дренажные устройства под трансформаторами, пре-

дотвращающие растекание масла и распространение пожара на другое обору-дование, должны обеспечивать отвод из-под трансформатора масла в любое время года на безопасное в пожарном отношении расстояние – рис. 38, 39. Од-

86

нако, как показывает опыт эксплуатации, эти устройства часто засоряются пес-ком и шламом и в аварийных случаях не выполняют предусмотренных функ-ций. Поэтому необходимо производить периодическую очистку и промывку маслоприемных устройств в сроки, определяемые местными условиями и инст-рукциями.

Рис. 38. Технологическая схема отвода и очистки замасленных стоков трансформатора:

1 – трансформатор; 2 – маслоприемник; 3 – дренажно-гравийная засыпка; 4 – маслоотвод; 5 – маслосборник; 6 – насос; 7 – трубопровод; 8 – колодец; 9 – фильтр;

10 – ливневая канализация [40].

Рис. 39. Внешний вид маслоприемника трансформатора [41].

ПТЭ, п.5.3.4. На баках трансформаторов и реакторов наружной ус-

тановки должны быть указаны станционные (подстанционные) номера.

Такие же номера должны быть на дверях и внутри трансформаторных

пунктов и камер. На баки однофазных трансформаторов и реакторов

должна быть нанесена расцветка фазы. Трансформаторы и реакторы на-

ружной установки должны быть окрашены в светлые тона краской, стой-

кой к атмосферным воздействиям и воздействию масла.

87

В процессе эксплуатации необходимо следить за сохранением указанных надписей и обозначений и возобновлять их после производства замены или по-краски трансформаторов и помещений. При установке на открытом воздухе трансформаторы подвергаются воз-действию прямых солнечных лучей. Чтобы уменьшить степень нагрева поверх-ностей баков и масла трансформатора от солнечной радиации, необходимо трансформаторы окрашивать в светлые тона – рис. 39. Однако применяемые краски не должны снижать теплоотдачу от поверхности бака путем излучения, что может привести к повышению нагрева трансформатора. Исследования и опыт показывают, что применение красок с металлическими наполнителями (алюминий, бронза) значительно уменьшает излучение с поверхности бака и радиаторов [2].

ПТЭ, п.5.3.5. Питание электродвигателей устройств охлаждения

трансформаторов (реакторов) должно быть осуществлено, как правило,

от двух источников, а для трансформаторов (реакторов) с принудитель-

ной циркуляцией масла – с применением АВР. Для трансформаторов с естественной циркуляцией масла и дутьем (Д)

принудительный обдув радиаторов воздухом увеличивает теплоотдачу радиа-торов на 30-40 %, что позволяет работать с номинальной нагрузкой. При от-ключенном обдуве указанные трансформаторы с номинальной нагрузкой могут работать всего несколько часов ввиду значительного повышения температуры масла и обмоток трансформатора и опасности ускоренного старения его изоля-ции. В трансформаторе (реакторе) с принудительной циркуляцией масла через масло-воздушные или масловодяные охладители (охлаждение видов ДЦ и Ц) почти все тепло, выделяющееся в трансформаторе (реакторе), отводится через охладители, и только небольшая его часть отводится в окружающую среду стенками бака. При прекращении циркуляции масла, обдува или циркуляции воды в этих трансформаторах (реакторах) происходит быстрое повышение тем-пературы масла, при этом температура верхних слоев масла в трансформаторе (реакторе) может повыситься на 40-45°С по сравнению с температурой масла в нижней части бака трансформатора (реактора). При даже небольшой нагрузке трансформатора температура активной части и верхних слоев масла может превысить допустимую, что вызовет опасность повреждения трансформатора. Схема питания системы охлаждения трансформатора (реактора) и устрой-ство АВР должны поддерживаться в исправном состоянии и периодически про-веряться [2].

88

ПТЭ, п.5.3.6. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой

(РПН) трансформаторов должны быть в работе в автоматическом ре-

жиме. По решению технического руководителя АО-энерго (энергообъекта)

допускается устанавливать неавтоматический режим регулирования на-

пряжения путем дистанционного переключения РПН с пульта управления,

если колебания напряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяю-

щих требования потребителей электроэнергии.

Переключение устройства РПН трансформатора, находящегося под на-

пряжением, вручную (рукояткой) запрещается. Все трансформаторы с РПН отправляются с заводов-изготовителей с бло-

ками автоматического управления, которые обеспечивают регулирование на-пряжения в зависимости от нагрузки отходящих присоединений. Блоки авто-матики должны быть установлены на панели регулирования и введены в рабо-ту вместе с трансформатором.

Устройства РПН должны постоянно находиться в работе с включенными блоками автоматического управления. Работа устройства РПН должна посто-янно контролироваться счетчиком числа операций и устройствами, позволяю-щими судить об исправности РПН и блока автоматического управления. При выходе из строя блок автоматического управления выводится из работы, и должны быть приняты меры по его восстановлению, а устройство РПН следует перевести на дистанционное управление.

Переводить устройство РПН на дистанционное управление допустимо на подстанциях с постоянным дежурством персонала в тех случаях, когда имеют место небольшие колебания напряжения, приемлемые для потребителей данно-го узла, и только по решению технического руководителя АО-энерго (энерго-объекта). При отказе схемы дистанционного управления устройства РПН транс-форматор при первой возможности необходимо отключить для выявления и устранения неисправности.

Производить переключение устройства РПН вручную, непосредственно на трансформаторе, находящемся под напряжением, не допускается вследствие опасности для персонала, а также опасности повреждения трансформатора из-за возможной неправильной установки нового положения устройства РПН и ненормальной длительности цикла переключения [2].

Последовательность работы переключающих устройств РПН с реактором и с резистором показана на рис. 40 [30]. Реактор и резисторы необходимы для ограничения циркулирующего тока, появляющегося в момент, когда переклю-

89

чатели устройства РПН находятся в разных позициях и включены оба плеча устройства (рис. 40, г, л).

Рис. 40. Последовательность работы переключающих устройств РПН с реактором (а–ж) и с резистором (з–н): Р – реактор; R1 и R2 – резисторы; П – переключатели (избиратели);

K1–K4 – контакторы; РО – регулировочная обмотка [30].

ПТЭ, п.5.3.8. На трансформаторах и реакторах с принудительной

циркуляцией воздуха и масла (охлаждение вида ДЦ) и на трансформаторах

с принудительной циркуляцией воды и масла (охлаждение вида Ц) устрой-

ства охлаждения должны автоматически включаться (отключаться) од-

новременно с включением (отключением) трансформатора или реактора.

Принудительная циркуляция масла должна быть непрерывной независимо

от нагрузки. Порядок включения (отключения) систем охлаждения дол-

жен быть определен заводской инструкцией. Эксплуатация трансформа-

торов и реакторов с искусственным охлаждением без включенных в работу

устройств сигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей

воды или об останове вентиляторов запрещается.

Охлаждающая поверхность баков в этих трансформаторах (реакторах) отводит только небольшую часть тепла в них (5-7 %), а основная часть тепла отводится охладителями. При включении трансформатора (реактора) без охла-ждения или при отключении устройства охлаждения (прекращении циркуляции масла, воды или останове вентиляторов дутья) происходит быстрое повышение температуры обмотки и верхних слоев масла, и нагрев отдельных деталей трансформатора (реактора), который может за короткое время (в пределах 1 ч

90

при номинальной нагрузке) достигнуть недопустимых пределов и привести к аварии трансформатора (реактора).

В зимнее время при низких температурах охлаждающего воздуха на трансформаторах (реакторах) с охлаждением ДЦ и Ц допускается отключение части вентиляторов и прекращение циркуляции воды с сохранением циркуля-ции масла с нагрузкой до номинальной при условии, что температура верхних слоев масла не будет превышать 45°С.

С целью предотвращения возникновения местных перегревов отдельных частей трансформатора циркуляция масла должна быть включена постоянно, вне зависимости от нагрузки, температуры масла и температуры окружающего воздуха [2].

ПТЭ, п.5.3.10. При масловодяном охлаждении трансформаторов дав-

ление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркули-

рующей в них воды не менее чем на 0,1 кгс/см2 (10 кПа) при минимальном

уровне масла в расширителе трансформатора. Система циркуляции воды

должна быть включена после включения рабочих маслонасосов при темпе-

ратуре верхних слоев масла не ниже 15°С и отключена при понижении

температуры масла до 10°С, если иное не оговорено в заводской техниче-

ской документации. Должны быть предусмотрены меры для предотвраще-

ния замораживания маслоохладителей, насосов и водяных магистралей.

У трансформаторов с масловодяным принудительным охлаждением при эксплуатации происходит постепенный износ трубок охладителей в зависимо-сти от чистоты охлаждающей воды. Для исключения возможности попадания охлаждающей воды в масло трансформатора необходимо соблюдать следую-щий порядок операций по включению и отключению системы охлаждения: при включении трансформатора в первую очередь пускать масляный насос, а затем – водяной (открывать задвижки подачи воды); при отключении – сначала оста-навливать водяной насос (закрывать задвижки подачи воды), а затем – масля-ный.

При длительном отключении трансформатора масло остывает, практиче-ски, до температуры окружающего воздуха, т.е. может быть ниже 0°С. В этом случае при включении трансформатора включается пусковой насос, который должен работать до достижения температуры масла 15°С, после чего включа-ются рабочие масляные насосы и подается вода в охладители. В настоящее время все выпускаемые трансформаторы оснащены автоматикой управления масловодяной системой охлаждения.

Необходимо помнить, что инструкциями по эксплуатации трансформато-ров циркуляция и наличие воды в маслоохладителе при температуре верхних

91

слоев масла трансформатора менее плюс 10°С не допускается. Если температу-ра верхних слоев масла в холодное время года достигла значения плюс 10°С и менее, а в маслоохладителе циркулирует или залита вода, необходимо слить воду, тщательно проверить отсутствие масла в воде. Дренажи и воздушная за-слонка при этом должны оставаться открытыми [2].

ПТЭ, п.5.3.11. Масло в расширителе неработающего трансформатора

(реактора) должно быть на уровне отметки, соответствующей темпе-

ратуре масла в трансформаторе (реакторе). Во время работы трансформатора масло изменяет свой объем из-за нагре-

ва. При эксплуатации трансформатора температура масла может изменяться на 110-120°С, а объем масла в баке – примерно на 10%.

Для обеспечения постоянного заполнения бака маслом при изменении температуры трансформаторы снабжаются расширителями. Объем расширите-ля составляет около 10% объема масла в баке трансформатора и системе охла-ждения.

Контроль уровня масла в расширителе трансформатора и отсеке расши-рителя контактора устройства РПН осуществляется с помощью маслоуказателя. Для трансформаторов мощностью более 10 МВ-А и устройств РПН применя-ются стрелочные маслоуказатели, выполняющие функции датчиков минималь-ного, а с 1985 г. – и максимального уровня масла в расширителе.

На маслоуказателях или на стенке бака расширителя для трубчатых и плоских маслоуказателей нанесены метки температур минус 45, 15, 40°С для умеренного климата и минус 60, 15, 40°С для холодного, а у трансформаторов, выпускавшихся до введения ГОСТ 11677-65, метки соответственно минус 35, 15, 35°С.

Новые мощные трансформаторы снабжаются стрелочным маслоуказате-лем, содержащим поплавок, который находится внутри расширителя и поло-жение которого через систему рычагов передается на стрелку прибора на на-ружной части расширителя

В целях обеспечения необходимого уровня масла в расширителе при всех режимах работы трансформатора перед включением его в работу расширитель должен быть заполнен маслом до отметки, соответствующей температуре масла в трансформаторе. В длительно неработающем трансформаторе масло прини-мает температуру окружающего воздуха, поэтому его уровень в расширителе должен соответствовать примерно температуре окружающего воздуха.

В работающем трансформаторе уровень масла должен находиться при-мерно на отметке, соответствующей средней температуре масла в трансформа-

92

торе, а в отсеке расширителя контактора РПН – не ниже 15°С, так как объемы контактора соизмеримы с объемами расширителя [2].

ПТЭ, п.5.3.12. При номинальной нагрузке температура верхних слоев

масла должна быть (если заводами-изготовителями не оговорены иные

температуры) у трансформатора и реактора с охлаждением ДЦ – не выше

75°С, с естественным масляным охлаждением М и охлаждением Д – не

выше 95°С; у трансформаторов с охлаждением Ц температура масла на

входе в маслоохладитель должна быть не выше 70°С. Для трансформаторов с естественным масляным охлаждением М и при-

нудительной циркуляцией воздуха Д при работе устанавливается небольшой перепад температуры между обмоткой и верхними слоями масла ввиду не-большой скорости масла в баке трансформатора, и для них допустимая темпе-ратура масла составляет при номинальной нагрузке 95°С.

Для трансформаторов с принудительной циркуляцией масла ввиду отно-сительно высокой скорости масла в баке трансформатора температура масла в баке по высоте меняется всего на несколько градусов и перепад температур между верхними слоями масла и обмоткой значительно выше и близок к рас-четному превышению средней температуры обмотки над средней температу-рой масла, которое составляет около 30°С. Поэтому для трансформаторов с принудительной циркуляцией масла ДЦ допустимая температура верхних сло-ев масла ниже и составляет 75°С, а с масловодяным охлаждением – 70°С на входе в маслоохладитель.

Если в эксплуатации температура верхних слоев масла превышает упомя-нутые значения, это свидетельствует или о неисправности системы охлажде-ния (нарушение работы вспомогательных механизмов системы охлаждения), или о неисправности самого трансформатора, что должно быть выяснено и уст-ранено.

Если при принудительном масловодяном охлаждении температура воды в летнее время превышает 25°С, то должны быть приняты меры по интенсифи-кации охлаждения трансформатора с тем, чтобы температура верхних слоев масла не превышала 70°С, в противном случае нагрузка трансформатора долж-на быть снижена из расчета 1% на каждый 1°С повышения температуры охлаж-дающей воды сверх 25°С [2].

ПТЭ, п.5.3.14. Для масляных трансформаторов допускается длитель-

ная перегрузка по току любой обмотки на 5% номинального тока ответв-

ления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального.

Кроме того, для трансформаторов в зависимости от режима работы до-

пускаются систематические перегрузки, значение и длительность кото-

93

рых регламентируются типовой инструкцией по эксплуатации транс-

форматоров и инструкциями заводов-изготовителей… ГОСТ 11667-85 нормирует расчетный срок службы изоляции трансфор-

матора при работе его с постоянной номинальной нагрузкой при номинальных температурных условиях (при среднегодовой температуре окружающего воз-духа около 20°С) – 25 лет. Это соответствует постоянной средней температуре обмотки 85 °С и тем-пературе наиболее нагретой точки обмотки – 98°С. В реальных условиях эксплуатации нагрузка трансформаторов изменяется как в течение суток, так и в течение года. Исходя из условий надежной работы масляные трансформаторы допускают длительную перегрузку каждой обмотки током, превышающим не более чем на 5 % номинальный, если напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинального. При этом для обмотки с от-ветвлениями нагрузка не должна превышать 1,05 номинального тока ответвле-ния, если трансформатор не работает с систематическими перегрузками. Сис-тематические перегрузки трансформаторов допускаются в зависимости от ха-рактера, суточного графика нагрузки, температуры охлаждающей среды и не-догрузки в летнее время [2].

ПТЭ, п.5.3.15. В аварийных режимах допускается кратковременная

перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах

охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей

нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

Масляные трансформаторы

Перегрузка по току, % 30 45 60 75 100

Длительность перегрузки, мин 120 80 45 20 10

Сухие трансформаторы

Перегрузка по току, % 20 30 40 50 60

Длительность перегрузки, мин 60 45 32 18 5

Допустимые продолжительные перегрузки сухих трансформаторов уста-

навливаются заводской инструкцией.

ПТЭ, п.5.3.16. При аварийном отключении устройств охлаждения ус-

ловия работы трансформаторов определяются требованиями заводской

документации.

Если рекомендаций завода нет, необходимо придерживаться следующих положений.

94

Трансформаторы с дутьевым охлаждением масла (Д) при аварийном от-ключении всех вентиляторов дутья допускают работу с номинальной нагрузкой в течение времени:

Температура окружающего воздуха, °С -15 -10 0 +10 +20 +30 Допустимая длительность нагрузки, ч 60 40 16 10 6 4

Трансформаторы мощностью до 250 МВА с охлаждением ДЦ и Ц при аварийном прекращении искусственного охлаждения (прекращении работы вентиляторов при системе охлаждения ДЦ, циркуляции воды при системе ох-лаждения Ц или при одновременном прекращении работы водяных и масляных насосов при системе охлаждения Ц и вентиляторов, насосов при системе охла-ждения ДЦ) допускают работу с номинальной нагрузкой в течение 10 мин (в режиме холостого хода в течение 30 мин). Если по истечении указанного вре-мени температура верхних слоев масла не достигла 80°С, допускается поддер-живать номинальную нагрузку до достижения температуры верхних слоев масла 80°С, но не более 1 ч после прекращения искусственного охлаждения.

Для трансформаторов мощностью более 250 МВА допустимы те же ре-жимы, но при условии, что температура верхних слоев масла не превышает 75°С [2].

ПТЭ, п.5.3.17. Включение трансформаторов на номинальную нагрузку

допускается:

• с системами охлаждения М и Д при любой отрицательной темпе-

ратуре воздуха;

• с системами охлаждения ДЦ и Ц при температурах окружающего

воздуха не ниже минус 25°С. При более низких температурах трансфор-

матор должен быть предварительно прогрет включением на нагрузку 0,5

номинальной без запуска системы циркуляции масла до достижения тем-

пературы верхних слоев масла минус 25°С, после чего должна быть включе-

на система циркуляции масла. В аварийных условиях допускается включе-

ние трансформатора на полную нагрузку независимо от температуры ок-

ружающего воздуха;

• при системе охлаждения с направленным потоком масла в обмот-

ках трансформаторов НДЦ, НЦ – в соответствии с заводскими инструк-

циями. При температуре минус 40°С и ниже отечественные масла имеют очень высокую вязкость, так как точка застывания масла находится в пределах минус (45-50)°С. В отношении допустимости включения трансформатора при столь низких температурах неоднократно высказывались опасения, которые основы-вались на том, что при очень высокой вязкости масла между обмоткой и мас-

95

лом установится перепад температуры в 6-7 раз выше расчетного (150°С вместо 25°С). Однако проведенные исследования, испытания реальных трансформато-ров и опыт эксплуатации показали необоснованность этих опасений.

Исследованиями было установлено, что при включении трансформаторов с застывшим маслом в них некоторое время отсутствует циркуляция масла и в баке, и в каналах обмотки. Все выделяющиеся в первое время потери идут на нагрев обмотки и масла в каналах обмотки, так как теплоотдача через слой за-стывшего масла почти не происходит. В связи с прогревом масла перепад тем-пературы между обмотками и маслом устанавливается невысокий. При вклю-чении трансформатора с номинальной нагрузкой при температуре масла минус (40-45) °С циркуляция масла в каналах обмотки появляется через 1,5-2 ч после включения трансформатора, когда температура обмотки и масла достигает примерно 95-70°С, что не представляет опасности для обмоток. После возник-новения циркуляции масла температура обмотки и масла в каналах понижается [2].

ПТЭ, п.5.3.21. Нейтрали обмоток 110 кВ и выше автотрансформато-

ров и реакторов, а также трансформаторов 330 кВ и выше должны рабо-

тать в режиме глухого заземления. Допускается заземление нейтрали

трансформаторов и автотрансформаторов через специальные реакторы.

Трансформаторы 110 и 220 кВ с испытательным напряжением ней-

трали соответственно 100 и 200 кВ могут работать с разземленной ней-

тралью при условии ее защиты ограничителем перенапряжения (ОПН).

При обосновании расчетами допускается работа с разземленной нейтра-

лью трансформаторов 110 кВ с испытательным напряжением нейтрали

85 кВ, защищенной ОПН. Для защиты от перенапряжений обмоток всех трансформаторов к ним

должны быть постоянно подключены разрядники (ограничители перенапряже-ний), обеспечивающие защиту обмоток в соответствии с уровнем их изоляции.

Трансформаторы напряжением 330 кВ и выше должны всегда работать с заземленной нейтралью, а для трансформаторов 220 кВ работу с изолированной нейтралью при условии защиты ее разрядником (ОПН) следует допускать толь-ко в случаях, когда изоляция нейтрали имеет испытательное напряжение 200 кВ

На трансформаторах, работающих с изолированной нейтралью, следует производить предварительное заземление нейтрали перед включением и от-ключением трансформатора во избежание значительных коммутационных пе-ренапряжений в момент переключения и повреждения трансформатора [2].

Защита обмоток трансформаторов от атмосферных перенапряжений вы-полняется различными устройствами емкостной защиты. К таким устройствам

96

относят экраны, емкостные кольца и экранирующие витки. Экраны (незамкну-тые цилиндры из немагнитного металла) укладывают под внутренний слой об-мотки ВН и подключают к линейному вводу (рис. 41). Экранами снабжают трансформаторы напряжением 35 кВ и ниже. Трансформаторы напряжением 110–220 кВ имеют устройство емкостной защиты, схема которого показана на рис. 42. В схему входят незамкнутое металлическое изолированное кольцо, расположенное с торца обмотки, и несколько незамкнутых экранирующих вит-ков. Экранирующие витки электрически соединены с емкостным кольцом и подключены к линейному вводу обмотки. Электрические емкости экранирующих витков и колец дают возможность выровнять начальное распределение импульсного напряжения по обмотке и из-бежать опасных воздействий перенапряжений на изоляцию первых ее витков и секций [42].

Рис. 41. Схема емкостной защиты обмоток 35 кВ [42]: 1 – стержень магнитопровода; 2 – изоляционные цилиндры; 3 – обмотка НН;

4 – обмотка ВН; 5 – экран

97

Рис. 42. Схема емкостной защиты обмоток 220 кВ [42]: 1 – емкостное кольцо; 2 – обмотка; 3 – экранирующие витки; 4 – изоляция экранирующих

витков; 5 – изоляционные прокладки, образующие масляные каналы.

ПТЭ, п.5.3.22. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть

произведен наружный осмотр трансформатора (реактора), отобран газ из

реле для анализа и проверки на горючесть.

Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового

реле и выявления причины его срабатывания должны быть произведены

разгрузка и отключение трансформатора (реактора). Время выполнения

мероприятий по разгрузке и отключению трансформатора должно быть

минимальным.

Если газ в реле негорючий, отсутствуют признаки повреждения

трансформатора (реактора), а его отключение вызвало недоотпуск элек-

троэнергии, трансформатор (реактор) может быть немедленно включен в

работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Про-

должительность работы трансформатора (реактора) в этом случае ус-

танавливается техническим руководителем энергообъекта.

По результатам анализа газа из газового реле, хроматографического

анализа масла, других измерений (испытаний) необходимо установить

причину срабатывания газового реле на сигнал, определить техническое со-

стояние трансформатора (реактора) и возможность его нормальной экс-

плуатации. Газовое реле на трансформаторе (реакторе) срабатывает, как правило, при

выделении газа вследствие развивающегося внутреннего повреждения транс-форматора. Однако возможно срабатывание реле на сигнал из-за скопления воздуха в баке. Поэтому в случае появления сигнала, особенно в первый пери-од после ввода трансформатора в работу или после доливки масла, необходимо

98

произвести отбор газа из газового реле для химического анализа и проверки га-за на горючесть.

Следует иметь в виду, что при развитии ряда повреждений в трансформа-торе (реакторе) в первый момент выделяется негорючий газ (с малым содержа-нием водорода и углеводородных соединений) и поэтому только химический анализ дает возможность установить наличие или отсутствие в газе продуктов разложения изоляции [2].

При обнаружении горючего газа или газа, содержащего продукты разло-жения изоляции, трансформаторы на напряжение 220 кВ и выше должны быть немедленно отключены, а трансформаторы на более низкие напряжения могут быть разгружены в течение 1 ч, после чего они также должны быть выведены из работы для проведения необходимых измерений и испытаний.

Требование производить осмотр трансформатора и отбор газа после сра-батывания «на сигнал» газового реле только после отключения трансформатора (реактора) вызвано необходимостью обеспечить безопасность персонала во время взятия пробы газа из газового реле и осмотра трансформатора, так как иначе возможное развитие повреждения может привести к разрушению транс-форматора и травмированию находящихся вблизи людей.

Если проверкой будет установлено, что выделяется негорючий газ, то трансформаторы напряжением 330 кВ и выше следует тем не менее разгрузить и отключить. Если отключение вызовет недоотпуск электроэнергии, то они мо-гут быть оставлены в работе на срок, установленный техническим руководите-лем энергообъекта.

Данное требование связано с тем, что трансформаторы данных типов не имеют достаточных запасов в изоляции, и появление газовых пузырьков в мас-ле может приводить к возникновению ползущих разрядов в изоляции или про-боя маслобарьерной изоляции. Поэтому при работе газового реле на сигнал вследствие попадания воздуха в бак, что устанавливается на основании хими-ческого анализа газа из газового реле, трансформаторы (реакторы) напряжени-ем 330 кВ и выше необходимо выводить из работы до полного удаления возду-ха из бака и устранения причины появления воздуха.

Трансформаторы на более низкие напряжения могут быть оставлены в работе при условии наблюдения за их работой и последующим выделением га-за. При учащении появления газа в реле и работы защиты на сигнал трансфор-матор следует отключить [2].

ПТЭ, п.5.3.23. В случае автоматического отключения трансформа-

тора (реактора) действием защит от внутренних повреждений транс-

99

форматор (реактор) можно включать в работу только после осмотра, ис-

пытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений.

В случае отключения трансформатора (реактора) защитами, дейст-

вие которых не связано с его повреждением, он может быть включен вновь

без проверок. В случае автоматического отключения трансформатора действием защит

от внутренних повреждений, необходимо включить резервный трансформатор, провести внешний осмотр и проверку отключенной трансформаторной уста-новки для выяснения причин отключения трансформатора (реактора). Включение отключенного трансформатора возможно только после его осмотра, испытаний, анализа масла, проверки газа из газового реле и устранения неис-правностей.

Включать в работу трансформатор, имеющий признаки повреждений, не допускается.

Если трансформатор не имеет признаков повреждения, а его отключение произошло от устройств релейной защиты или электроавтоматики, действие которых не связано с его повреждением, трансформатор после устранения при-чины отключения может быть включен в работу без предварительных проверок и испытаний [2].

ПТЭ, п.5.3.25. Включение в сеть трансформатора (реактора) должно

осуществляться толчком на полное напряжение. Трансформаторы, рабо-

тающие в блоке с генератором, могут включаться вместе с генератором

подъемом напряжения с нуля. При включении трансформатора толчком на полное напряжение в транс-

форматоре может возникнуть весьма большой кратковременный бросок тока намагничивания, превышающий в десятки раз ток намагничивания холостого хода при нормальной работе, а в реакторе – ток, превышающий в несколько раз номинальный ток реактора.

Так как после включения ток намагничивания не превышает в крупных трансформаторах доли процента, а в мелких трансформаторах – нескольких процентов номинального тока трансформатора, то максимальное значение бро-ска намагничивающего тока в худшем случае не превышает нескольких крат-ностей номинального тока трансформатора. С точки зрения стойкости обмоток к токам КЗ броски тока намагничивания в трансформаторах и токи при вклю-чении реакторов безопасны, так как обмотки их рассчитаны на большие крат-ности токов.

100

Защита трансформаторов и реакторов отстраивается от упомянутых бро-сков тока с помощью применения соответствующих устройств (насыщающихся трансформаторов тока и др.) [2].

ПТЭ, п.5.3.26. Осмотры трансформаторов (реакторов) без отключе-

ния производятся в сроки, устанавливаемые техническим руководителем

энергообъекта в зависимости от их назначения, места установки и тех-

нического состояния. При осмотре трансформаторов (реакторов) необходимо обращать внима-

ние на уровень масла в расширителе по показаниям маслоуказателя, которые должны соответствовать температуре верхних слоев масла в баке, а также на уровень масла во вводах и в баках контакторов и давление во вводах (для гер-метичных вводов). Одновременно следует проверять отсутствие течей масла в местах уплотнений трансформатора: под крышкой, радиаторами, кранами, за-движками и охладителями.

При внимательном осмотре вводов могут быть обнаружены их загрязне-ние, появление на поверхностях трещин, сколов и другие дефекты.

У трансформаторов (реакторов) с искусственным охлаждением проверя-ется исправность работы вентиляторов дутья, насосов и охладителей. Измене-ние гула трансформатора (реактора) по сравнению с обычным, появление пе-риодических разрядов внутри бака (могут быть услышаны при отключенной системе дутья) может свидетельствовать об обрыве заземлений деталей актив-ной части внутри бака, работе трансформатора в неполнофазном режиме (об-рыв цепи одной из фаз со стороны питания), распрессовке магнитопровода или возникновении повреждения.

При возникновении сомнений в нормальной работе трансформатора (ре-актора) следует на некоторое время отключить двигатели системы охлаждения и провести более внимательное прослушивание трансформатора (реактора) или установить усиленное наблюдение за его работой.

При осмотре необходимо проверить показания приборов, указывающих температуру верхних слоев масла трансформатора и реактора, температуру масла на входе и выходе из охладителей и давления масла и воды на охладите-лях при принудительном масловодяном охлаждении, а также число работаю-щих охладителей.

В закрытых трансформаторных установках проверяется состояние дверей и замков, освещения, вентиляции, перекрытий, а также температура воздуха в помещении. Указанные выше осмотры проводятся дежурным персоналом. Кроме того, трансформаторные установки должны периодически осматривать-

101

ся более квалифицированным персоналом, отвечающим за эксплуатацию в це-лом.

Осмотры также должны производиться в случае резкого изменения

погоды, стихийных явлений или действия сигнализации о ненормальных

явлениях в трансформаторах и реакторах или их системах охлаждения

[2]. ПТЭ, п.5.3.28. Профилактические испытания трансформаторов (ре-

акторов) должны быть организованы в соответствии с «Объемом и нор-

мами испытания электрооборудования» и заводскими инструкциями. В целях проверки состояния изоляции и масла и своевременного обнару-

жения в трансформаторе развивающихся дефектов проводятся профилактиче-ские (межремонтные) испытания трансформаторов согласно объему и нормам испытаний электрооборудования. Во время этих испытаний особое внимание уделяется проверке характеристик изоляции обмоток и масла (сопротивление изоляции, tgδ и др.), так как они в наибольшей степени претерпевают измене-ния в условиях эксплуатации вследствие старения и увлажнения изоляции, а также состоянию устройства РПН.

Одним из наиболее информативных методов диагностики состояния си-ловых трансформаторов, позволяющих выявить возникающие дефекты на ран-ней стадии, является хромотографический анализ растворенных в масле газов.

Также при профилактических испытаниях производится проверка изоля-ции и масла негерметизированных вводов, так как они достаточно быстро ув-лажняются в процессе эксплуатации, масло в них быстро стареет, а в изоляции могут развиваться перекрытия по поверхности вводов из-за повышенных токов утечки, связанных с увлажнением наружных слоев изоляции остова вводов.

В целях получения наиболее полной информации о состоянии силового трансформатора на момент проведения профилактического обследования и, как следствие этого, сокращения материальных затрат, связанных с проведением ремонтов (а иногда и замены) трансформатора, рекомендуется проводить ком-плексное обследование силовых трансформаторов с привлечением специализи-рованных организаций.

Данный вид обследования исходя из опыта эксплуатации силовых трансформаторов наиболее целесообразен:

– для трансформаторов, отработавших нормативный срок службы – с це-лью принятия решения о возможности дальнейшей работы и условиях, при ко-торых эта работа возможна;

– для трансформаторов, отработавших 8-12 лет – с целью принятия реше-ния о необходимости и объеме капитального ремонта;

102

– для трансформаторов, результаты периодических испытаний которых выходят за нормируемые значения, или при других показаниях, свидетельст-вующих о наличии внутреннего дефекта [2].

Хроматографический анализ растворенных газов (ХАРГ) [43]

В последнее десятилетие для диагностики состояния трансформатора по-

лучил широкое распространение и показал удовлетворительные результаты хроматографический анализ растворенных в масле газов. От электротехниче-ского персонала и электромонтеров требуется правильно отобрать пробу масла – рис. 43 и доставить ее в лабораторию, а после выполнения анализа правильно истолковать его результаты и принять решение о дальнейшей эксплуатации трансформатора.

Рис. 43. Отбор пробы масла в шприц [43]

При анализе определяют содержание углекислого газа СО2, окиси угле-рода СО, водорода Н2 и углеводородов – метана СН4, ацетилена С2Н2, этилена С2Н4, этана С2Н6, а также кислорода О2 и азота N2. Однако чаще производит-ся анализ не по всем перечисленным газам, а по части из них, например углеки-слому газу, ацетилену и этилену. Естественно, чем меньшая номенклатура газов учитывается, тем меньше возможности своевременно выявить начинающееся повреждение трансформатора.

В настоящее время с помощью хроматографического анализа можно оп-ределить две группы повреждений силовых трансформаторов:

1) дефекты твердой изоляции (перегревы и ускоренное старение твердой электрической изоляции, частичные разряды в бумажно-масляной изоляции);

2) перегревы металла и частичные разряды в масле (дефекты токоведу-щих частей, особенно контактных соединений, магнитопровода и конструкци-онных частей, в том числе с образованием короткозамкнутых контуров и др.).

Для дефектов первой группы характерно выделение углекислого газа и окиси углерода. Для трансформаторов с открытым дыханием и азотной защи-

103

той масла в качестве критерия оценки состояния используется концентрация углекислого газа. Установлено, что опасные дефекты первой группы имеют ме-сто при концентрациях СО2, превышающих указанные в табл. 5 [43].

Таблица 5. Предельные концентрации растворенных в масле газов для трансформаторов с откры-

тым дыханием и с азотной защитой масла

Группа дефек-

тов Защита масла

Среднегодовая температура

масла, °С

Характер-ный газ

Предельная концентра-

ция, %

<40 СО2 0,6 Воздухоосуши-тель с гидоро-

затвором >40 СО2 1

<40 СО2 0,3 Первая

Азотная >40 СО2 0,5

- С2Н4 0,008

С2Н4 0,01 Вторая Всех систем

СН4 0,01

При выводе в ремонт поврежденная часть твердой изоляции имеет черно-коричневый цвет и отчетливо выделяется на фоне остальной части изоляции. На ней могут быть видны ветвистые побеги, представляющие собой следы раз-ряда.

Дефекты второй группы наиболее опасны в том случае, если они распо-ложены в непосредственной близости от твердой изоляции, также при неис-правности токоведущих соединений. Если повреждение затронуло твердую изоляцию, это может быть установлено по росту концентрации углекислого га-за, особенно при сравнении с данными анализа для соседнего такого же транс-форматора. Опасная неисправность токоведущих частей определяется измере-нием электрического сопротивления обмоток постоянному току.

Такие трансформаторы следует выводить в ремонт в первую очередь, как и при повреждениях первой группы. В общем случае повышенное содержание этилена и ацетилена при нормальном содержании углекислого газа указывает на перегревы конструкционных частей или магнитопровода. В этом случае ка-питальный ремонт следует провести в ближайшие 6 мес. Естественно, при ре-шении вопроса о выводе в ремонт нужно учитывать возможность появления га-зов по иным причинам, не связанным с дефектом самого трансформатора, по-вреждение двигателей электронасосов системы охлаждения, проникновение га-зов из контактора устройства РПН и др.

104

При выводе в ремонт трансформаторов с повреждениями второй группы в месте повреждения находят вязкие или твердые продукты разложения масла черного цвета.

Для трансформаторов, имеющих пленочную защиту масла, а также для других трансформаторов, в которых на основании анализа предполагалось по-вреждение твердой изоляции, но оно не было выявлено при капитальном ре-монте, проводится расширенный анализ растворенных и масле газов. Оценка степени опасности предполагаемого повреждения производится по отношениям концентрации газов в соответствии с данными табл. 6 [43].

Наиболее опасным дефектом является повреждение твердой изоляции, которое сопровождается частичными разрядами в ней. Предположить его нали-чие можно в том случае, если на него указывают не менее двух отношений в приведенной таблице. Эксплуатация таких трансформаторов допускается толь-ко с согласия завода-изготовителя.

Таблица 6 Опасные соотношения концентраций растворенных в масле газов в трансформаторе с

пленочной защитой масла

Отношение концентрации при наличии

частичных разрядов Отношение

концентраций газов в масле

в твердой изоляции

перегревов токоведущих соединений и элементов конструкции

Основные показатели

СН4:Н2 0,4 – 1 менее 0,4 более 1

С2Н2:С2Н4 более 1 менее 1 менее 0,5

С2Н6:С2Н2 менее 0,5 менее 0,5 более 0,5

С2Н6:СН4 менее 0,2 менее 0,2 более 0,2

СО2:СО менее 3 более 10 менее 10

Дополнительные показатели

СН4:С2Н4 более 5 1 - 5 -

С2Н4:С2Н6 1 – 5 более 5 -

С2Н2:СН4 менее 0,4 менее 0,4 -

Критерии распознавания классов технического состояния вводов [44] ХАРГ позволяет обнаруживать дефект на ранней стадии его развития. Однако следует отметить, что методы интерпретации ХАРГ для трансформато-ров не приемлемы для вводов, так как у них есть свои особенности в причинах возникновения дефектов, конструкции, режимах эксплуатации, в т.ч. разные соотношения объемов бумага/масло.

Чтобы получить критерии распознавания класса технического состояния вводов на основании ХАРГ, автором [44] была собрана база данных из 185 слу-чаев фактов вскрытия вводов (102 ввода 110 кВ, 76 вводов 220 кВ, 7 вводов 500

105

кВ). Во всех случаях есть достоверные описания результатов вскрытия и ре-зультаты измерений, сделанных перед вскрытием. ХАРГ был сделан во всех случаях, измерение изоляционных характеристик в большинстве случаев, со-кращенный анализ масла, ЧР и тепловизионный контроль там, где было необ-ходимо. Больше половины рассмотренных случаев собраны разработчиками ЭДИС «Альбатрос» на предприятиях, где она внедрена, остальные предостав-лены заводом-изготовителем. Подобная работа уже была проделана в 1995 г [45] и найденные образы дефектов используются в базе знаний ЭДИС «Альбат-рос» для оценки технического состояния вводов [44].

Появление газов в масле высоковольтных вводов может быть вызвано: – процессами старения: деградация целлюлозы, образование продуктов

разложения масла (отложение осадка желтого цвета, шлама, образование вос-ка);

– технологическими нарушениями изготовления: образование заусенцев металлических частей, дефекты остова, образование контуров из-за смещения деталей ввода, не герметичность сборки ввода; слабый контакт, неоднород-ность изоляционных материалов, посторонние включения;

– эксплуатационными факторами: увлажнение из-за нарушения дыхания ввода, наличие механических примесей, потери масла, смещение резиновых уплотнений;

– влиянием внешних факторов: перенапряжения, перегруз по току. В настоящее время нет четкого описания и классификации дефектов во вводах. Автор [44] предлагает следующее (табл. 7) описание классов техниче-ского состояния маслонаполненных вводов на основе проявления следов де-фектов, обнаруженных при их вскрытии, а так же приводит причины возникно-вения дефектов.

Слабые частичные разряды (ЧР) во вводе не являются признаком разви-вающегося дефекта. Замечено, что газы выделяются интенсивно в период при-работки, затем идет уменьшение и стабилизация, далее интенсивность выделе-ния медленно увеличивается в соответствии со старением ввода. Интенсив-ность в начале эксплуатации объясняется, по крайней мере, двумя причинами. Во-первых, из остова в масло диффундируют газы, возникшие в нем при прие-мо-сдаточных испытаниях ввода одноминутным повышенным напряжением. Для вводов 110 кВ этот период длится 2-3 месяца, а для вводов 500 кВ год и бо-лее. Во-вторых, на острых, неровных краях металлических частей и микровы-ступах токоведущих частей ввода возникают ЧР незначительной интенсивно-сти. Под воздействием ЧР со временем края металлических частей сглаживают-ся и ЧР уменьшаются. Во вводах 500 кВ в силу больших внешних напряженно-стей эти процессы протекают интенсивнее.

106

Таблица 7. Классы технического состояния маслонаполненных вводов [44]

Название Причины возникновения Описание вида дефекта по

факту вскрытия Бездефектное состояние

Естественное старение Не проявляются

Слабые ЧР Неровные края металличе-ских деталей, диффузия технологических газов из остова

Не проявляются

Сильные ЧР Увлажнение масла (остова), наличие в нем мех. приме-сей, волокон бумаги, газов. Зазубрины металлических частей.

Точечные пробои в отдель-ных слоях бумажной изоля-ции. Углеродный трекинг на краях обкладок.

Слабая искра Возможно смещение дета-лей и их плохое закрепле-ние. В результате происхо-дит образование контуров, появление перемежающих-ся контактов.

Частицы углерода в месте перемежающегося контакта. Нарушенная изоляция в ре-зультате электрического воз-действия.

Сильная ис-кра

Путь блуждающего тока и/или магнитный поток рассеяния. Обрыв или по-вреждение измерительного вывода

Цвета побежалости на метал-лических частях. Оплавление металла. Частицы углерода в масле. Разрушение бумаги, если она находится на пути тока дуги или подвергается перегреву.

Нагрев Плохие контакты в верхней части ввода, ухудшение ох-лаждения, образование очага разряда в изоляции.

Изменение цвета бумажной изоляции, окисление металла.

Образование желтого нале-та

Процессы старения в трансформаторных “теп-лых” вводах с маслом Т-750

Налет в виде желтого (ко-ричневого) мелкодисперсно-го осадка на фарфоровых по-крышках и остове.

Ползущий разряд

Увлажнение бумаги, или неоднородность электриче-

Науглероженные дорожки и “деревья” как на поверхности

107

ского поля, или образова-ние осадка и его увлажне-ние

остова, так и внутри слоев бумаги

Образование Х-воска

Процессы старения вводов 220 кВ выключателей и не-нагруженных “холодных” трансформаторов с маслом ГК

Отложения в виде воска ме-жду слоями изоляции.

Увлажнение остова

Нарушение герметичности (в герметичных), старение и прямое проникновение вла-ги в негерметичных

Вспучивание остова

Тепловой пробой

Увлажнение и загрязнение слоев бумаги, обрыв про-водников присоединения нулевой обкладки

Изменение цвета бумажной изоляции. Разрушение бу-мажной изоляция: прогар слоев изоляции остова.

В результате анализа полученных статистических данных были опреде-лены характерные газы и их меры превышения значений типичных концентра-ций газов (ТКГ), позволяющие определить вид дефекта [44]. Результаты приве-дены в табл. 8 [44]. Автор [44] обращает внимание, что при использовании дан-ных табл. 8 нужно иметь в виду, что в ней приведены характеристики развитых дефектов. На начальных стадиях дефекта могут проявляться не все перечислен-ные газы. На поздних стадиях развития дефекта он может переходить в другой класс технического состояния. Нужно учитывать, что изменение концентраций газов может быть вызвано как развитием дефекта, так наложением одного де-фекта на другой или влиянием эксплуатационных факторов (доливки, сушка и пр.) [44].

Таблица 8 Критерии распознавания вида дефекта, развивающегося в маслонаполненном высоко-

вольтном вводе [44].

Диагностические признаки ХАРГ Вид дефекта

Характерные газы Бездефектное состояние/ есте-

ственное старение -

Слабые ЧР Н2*

Сильные ЧР Н2**, СН4* Слабая искра СН4** и/или С2Н2**, H2*, C2H6*

Сильная искра С2Н2**, С2Н4*,H*,C2H6*

Нагрев С2Н4*, Н2*,C2H6* Образование желтого налета Н2**, CO2*

108

Ползущий разряд H2**, CH4*, С2H6*

Образование Х-воска Н2**, C2H6**, CH4*, C2H2” Увлажнение остова С2Н2**, С2H4*, CH4*, H2”, C2H6”

Тепловой пробой С2Н4** и/или Н2**, СH4*, C2H2”, С2Н6”

** - газ с максимальным превышением своего типичного значения; * - газ со значительным превышением своего типичного значения; “ - газ с незначительным превышением своего типичного значения.

Фазировка трансформаторов [30] Независимо от проверки группы соединения обмоток включение транс-

форматора 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, включае-мых 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. Порядок фазировки иллюстрируется рис. 44 [30, 46].

Рис. 44 . Схема прохождения тока через прибор при фазировке трансформаторов [46]:

а – с заземленными нейтралями (замкнутый контур образуется через заземление); б – с изолированными нейтралями (замкнутый контур образуется с помощью перемычки).

109

1. Проверяется симметрия напряжений на каждой из фазируемых сторон, всего шесть измерений между фазами. При наличии разницы в измерениях, большей 10%, фазировка прекращается.

2. Определяются зажимы на разных фазируемых сторонах, между кото-рыми нет напряжения. Если они не находятся непосредственно друг против друга, фазировка прекращается, напряжение снимается и производятся измене-ния в монтаже проводников.

3. Производится проверка совпадения фаз. При измерении между одно-именными фазами должны получиться нулевые показания, при остальных – ли-нейные напряжения. На напряжении более 380 В фазировка производится с помощью предва-рительно сфазированных трансформаторов напряжения – рис. 45. Фазируемый трансформатор (допустим, Т2) отключен. При включенном выключателе Q проверяется фазировка вторичных зажимов трансформаторов напряжения. За-тем Q отключается, фазируемый трансформатор подключается на одну из шин, освобожденную от всех других присоединений, и проводится фазировка по приведенному выше порядку.

Рис. 45 . Фазировка трансформаторов при помощи шинных трансформаторов напряжения.

Шиносоединительный выключатель Q отключен [46]

Регенерация масла в трансформаторе, находящемся в работе [47]

110

Непрерывная регенерация значительно эффективнее периодической. Очевидно, что лучше систематически поддерживать масло в трансформаторах в состоянии, близком к состоянию свежего сухого масла (что обеспечивает на-дежную работу электроаппаратуры и, в конечном счете, увеличивает срок службы трансформаторов), чем допускать сильное его старение, приводящее к необходимости слива масла из аппаратуры для последующей регенерации. При непрерывном способе масло регенерируют без снятия нагрузки электросети.

Очистка масла в трансформаторах с помощью термосифонных фильтров – наиболее высокопроизводительный способ, обеспечивающий минимальные потери масла и исключающий затраты времени и труда на его смену и перио-дическую очистку. Благодаря удобству и хорошим результатам этот способ по-лучил широкое распространение. Термосифонный фильтр представляет собой цельносварной цилиндр, заполняемый крупнозернистым адсорбентом и при-соединяемый к трансформатору для его постоянного обслуживания (рис. 46, 47). Типоразмеры термосифонных фильтров приведены в табл. 9. Циркуляция масла в фильтре происходит непрерывно вследствие разности температур, а следовательно, и разности плотностей масла в нижней и верхней частях термо-сифона и баке трансформатора. Масло в термосифонном фильтре движется сверху вниз [47].

111

Рис. 46. Типы термосифонных фильтров: а – для трансформаторов малой мощности; б – для трансформаторов средней мощности,

устанавливаемых в закрытых помещениях; в – для мощных трансформаторов [47].

Оптимальное количество адсорбента (обычно силикагеля с насыпной

плотностью 0,5 кг/м3), засыпаемого в термосифонный фильтр, равно в среднем 1% от массы (или 2% от объема) масла в трансформаторе. Средний срок служ-бы адсорбента до его замены в термосифонных фильтрах составляет, по экс-плуатационным данным, примерно 3,5 года.

Рис. 47. Способы подключения термосифонных фильтров разных типов:

а – фильтры 0-1–0-5; б – фильтры 1–—3; в – фильтры Г–IX [47].

Таблица 9 Типоразмеры термосифонных фильтров

Тип фильтра

Высота, ММ

Диаметр, мм

Емкость по силикагелю,

кг

Тип фильтра

Высота, мм

диаметр, мм

Емкость по силикагелю,

кг

0-1 450 100 1.0 I 1000 160 10

0-2 505 140 2,5 11 1000 260 25

0-3 508 180 5,0 III 1000 360 50

0-4 685 200 7,5 IV 1000 440 75

0-5 735 220 10,0 V 1000 510 100

1 1000 300 35 VI 1000 600 125

2 1000 350 48 VII 1000 670 150

3 1000 400 60 VIII 1000 720 175

IX 1000 775 200

112

Регенерацию масла под напряжением следует применять лишь в том слу-чае, когда невозможно снять с трансформатора напряжения по тем или иным причинам. Она может проводиться в различных трансформаторах независимо от их мощности и напряжения, но при этом количество масла не должно быть менее 500 кг, а уровень его в расширителе после включения адсорбционной ус-тановки должен быть на половине высоты последнего. Для очистки масла в ра-ботающем трансформаторе, находящемся под напряжением, часто используют-ся передвижные адсорберы (рис. 48). Расход масла в них составляет 250 ...400 л/ч.

Рис. 48. Схема установки для регенерации масла в трансформаторе,

находящемся в работе: 1 – трансформатор; 2 – подогреватель; 3 – адсорбер; 4 – фильтр-пресс [47]

113

6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

Распределительные устройства (РУ) станций и подстанций представляют собой комплекс сооружений и оборудования, предназначенный для приема и распределения электрической энергии. Основным оборудованием РУ являются коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины и др. Они бывают открытыми и закрытыми. Широкое распространение получили комплектные распределительные устройства (КРУ) для установки внутри помещений и непо-средственно на открытом воздухе (КРУН) [48].

К оборудованию и помещениям РУ всех напряжений предъявляются сле-дующие основные требования [48]: – оборудование РУ по своим паспортным данным должно удовлетворять условиям работы как при номинальном режиме, так и при КЗ. Аппараты и ши-ны должны обладать необходимой термической и динамической стойкостью; – изоляция оборудования должна выдерживать возможные повышения напряжения при атмосферных и внутренних перенапряжениях; – все оборудование должно надежно работать при допустимых перегруз-ках; – помещения РУ должны быть безопасны и удобны при обслуживании оборудования персоналом при всех возможных режимах работы, а также при ремонте; – в помещениях РУ должны находиться защитные средства и средства тушения пожара. Окна в закрытых РУ должны быть надежно закрыты, а про-емы и отверстия в стенах заделаны для исключения возможного попадания в помещения животных и птиц. Кровля должна быть исправной; – температура и влажность воздуха в помещениях закрытых РУ должны поддерживаться такими, чтобы не увлажнялась изоляция. В закрытых РУ тем-пература не должна превышать 40 °С. Вентиляция помещений должна быть достаточно эффективной; - все помещения РУ должны иметь рабочее и аварийное электрическое освещение.

Задачами эксплуатации РУ являются: – обеспечение соответствия режимов работы РУ и отдельных цепей тех-ническим характеристикам оборудования; – поддержание схемы РУ, подстанции, станции, обеспечивающей надеж-ную работу оборудования и безотказную селективную работу устройств релей-ной защиты и автоматики;

114

– обеспечение надзора и ухода за оборудованием и помещениями РУ, а также устранение в кратчайший срок неисправностей, так как развитие их мо-жет привести к аварии; – своевременное производство испытаний и ремонта оборудования; – соблюдение установленного порядка и последовательности выполнения переключений в РУ.

С ростом нагрузки потребителей пропускная способность ранее установ-ленного оборудования часто оказывается недостаточной. Проверка соответст-вия параметров оборудования изменяющимся условиям работы в энергосисте-мах производится систематически путем контроля наибольших нагрузок потре-бителей и сопоставления их с номинальными данными оборудования, а также путем расчета токов КЗ при включениях нового оборудования (турбо- и гидро-генераторов, трансформаторов) и изменениях схем электрических соединений. В случае выявления несоответствий производится модернизация оборудования или его замена, а также секционирование электрической сети; вводятся в рабо-ту автоматические устройства деления сетей для ограничения токов КЗ и т. д. Надзор за работой оборудования выполняется при наружных осмотрах РУ дежурным и эксплуатационным персоналом. Рассмотрим затронутые выше требования и задачи подробнее.

Некоторые требования Правил технической эксплуатации

электрических станций и сетей Российской Федерации

ПТЭ, п.5.4.1. Электрооборудование распределительных устройств

(РУ) всех видов и напряжений по номинальным данным должно удовлетво-

рять условиям работы как при номинальных режимах, так и при коротких

замыканиях, перенапряжениях и нормированных перегрузках…

При работе электроустановок в нормальном режиме происходит нагрев оборудования. Нагрев возникает в результате потерь мощности, которые сла-гаются из потерь, зависящих от активного сопротивления токоведущих частей, из потерь, вызванных вихревыми токами и вследствие перемагничивания в ме-таллических частях, главным образом, в активных частях и корпусах оборудо-вания, в арматуре и конструкциях, из потерь в магнитопроводах измерительных трансформаторов, а также из потерь в диэлектриках.

Наибольшая допустимая температура различных частей оборудования, а также ее превышение над температурой окружающей среды ограничены нор-мами, установленными исходя из требований обеспечения надежной работы контактов экономически оправданного срока службы изоляции, недопущения ухудшения механических свойств металла (пружин, обеспечивающих контакт-

115

ное нажатие), а также экономически целесообразного минимума потерь мощ-ности.

Превышение на длительное время этих норм влечет за собой для контак-тов – увеличение переходного сопротивления с возможным последующим их оплавлением, что может привести к повреждению оборудования, для изоляции – ускоренное тепловое старение и т.д.

Нормы нагрева зависят от назначения и конструкции токоведущих час-тей оборудования, а также от свойств их изоляции.

При эксплуатации оборудования следует контролировать, если это воз-можно, не только абсолютную температуру токоведущих частей и других час-тей оборудования, но и превышение этой температуры над температурой окру-жающей среды. Если абсолютная температура не выше допустимой, но ее пре-вышение выходит за пределы нормы, это свидетельствует о ненормальном теп-ловом режиме оборудования, в частности о нарушениях процесса отвода тепла, о неисправностях в системе охлаждения [2].

ПТЭ, п.5.4.1. … Распределительные устройства напряжением 330 кВ

и выше должны быть оснащены средствами биологической защиты в виде

стационарных, переносных или инвентарных экранов, а также средствами

индивидуальной защиты. Персонал, обслуживающий РУ 330 кВ и выше,

должен располагать картой распределения напряженности электрическо-

го поля на площадке ОРУ на уровне 1,8 м над поверхностью земли.

На подстанции с рабочими напряжениями 345 и 138 кВ рассматривались условия работы, которая проводилась ремонтным персоналом в специальной, надежно изолированной люльке, подводившейся к рабочему месту. Работы ве-лись без снятия напряжения, в люльке имелось приспособление, позволявшее осуществлять полное или частичное экранирование.

Максимальная напряженность поля на отдельных участках тела находи-лась в зависимости от степени экранирования в пределах 20 кВ/м и больше. То-ки, проходившие через тело монтера, при разных режимах экранирования со-ставляли 30–120 мкА, а при отсутствии экранирования – до 0,3–0,4 мА.

В случае полного экранирования люльки токи, протекающие через тело работающего, имеют незначительное значение. Снятие экранов с задней стенки и верха люльки приводит к значительному увеличению площади, находящейся под непосредственным воздействием поля. Ток через тело человека возрастает в 5–6 раз.

Снятие только боковых экранов увеличивает ток в 2–2,5 раза, но при этом подвергаются воздействию наиболее уязвимые к полю части тела – область па-ха. Измерения токов проводились по значению падения напряжения на сопро-

116

тивлении, включенном в замыкающей тело человека петле. Последовательно включенное в цепь человека сопротивление находилось в пределах 5–10 кОм [49].

Аналогичное комплексное исследование было проведено в Ленинград-ском институте охраны труда ВЦСПС Ю. А. Морозовым с сотрудниками в со-дружестве с кафедрой техники высоких напряжений Ленинградского политех-нического института имени М. И. Калинина, руководимой членом-корреспондентом Академии наук СССР М. В. Костенко. Задавшись целью вы-явить функциональные изменения у лиц, работающих в электрическом поле, авторы сопоставили численные значения напряженности полей, в которых ока-зывались люди, с данными их медико-биологического обследования. Распреде-ление напряженности поля в различных местах рабочей зоны открытых распре-делительных устройств (ОРУ) напряжением 500 кВ определялось эксперимен-тально [49].

Измерения показали, что обслуживающий персонал ОРУ подвергался воздействию электрического поля, максимальная напряженность которого со-ставляла 12–13 кВ/м, средняя 6–8 кВ/м, минимальная 2–4 кВ/м. При макси-мальной напряженности поля ток через тело человека достигал 180–230 мкА, при минимальной 30–40 мкА. В первом приближении эти цифры согласуются с данными, приведенными выше.

Действие электрического поля большой напряженности может прояв-ляться по-разному. Находясь в поле, тело человека заряжается при любом со-прикосновении с металлической конструкцией подстанции или корпусами ап-паратов. В результате этого может возникнуть разрядный импульс. Время его составляет микросекунды. Разряд вызывает неприятное ощущение укола. За-фиксировано, что такой неожиданный укол подчас приводит к неспецифиче-ской травме – падению с высоты, ушибу рабочего, стоящего ниже, инструмен-том, выпавшим из руки рабочего, стоящего выше, и т. д. Укол может возник-нуть даже при рукопожатии двух работающих в случае, если один из них нахо-дится в сухой обуви с изолирующей подошвой, а второй не имеет ее или в мо-мент рукопожатия другая рука товарища касалась металлической конструкции.

По мнению авторов исследования, работа на ЛЭП и подстанциях напря-жением 110, 220 и 380 кВ безопасна, но разрядные импульсы могут вызвать бо-левое ощущение, нервный проходящий шок и даже несложную по развитию судорогу. Кроме того, исследования отечественных ученых доказывают и непо-средственное специфическое действие поля на организм [49].

Обслуживающий ОРУ персонал может быть разделен на две группы – оперативные дежурные и наладчики-ремонтники. Дежурный персонал при опе-ративных осмотрах и переключениях может находиться в рабочих зонах с

117

большой или малой напряженностью поля, но общее время пребывания его в условиях воздействия поля не превышает 2–2,5 ч, в то время как персонал, вы-полняющий наладочно-ремонтные работы, в условиях воздействия электриче-ского поля может находиться практически в течение всей смены, а в аварийных случаях и более.

Обобщение показателей состояния центральной нервной системы показа-ло следующее.

У оперативных дежурных состояние нервно-мышечного аппарата рук в течение рабочего дня не менялось, а у наладочно-ремонтного персонала к кон-цу рабочего дня по сравнению с началом снижалась функциональная подвиж-ность и повышалась возбудимость центрального звена двигательного анализа-тора.

Латентное время реакции и количество ошибок у всех работающих уве-личивалось, но у второй группы больше, чем у первой. Изменения нейродина-мики у второй группы проявлялись значительнее, чем у первой.

Таким образом, можно сделать вывод, что у дежурных лишь в конце ра-бочего дня наблюдались слабо выраженные изменения высших отделов цен-тральной нервной системы, в то время как у наладочно-ремонтного персонала в течение и после работы в электрическом поле отмечались стойкие функцио-нальные изменения не только высших отделов центральной нервной системы, но и более низких ее звеньев и вегетативных функций. Была обнаружена и оп-ределенная направленность этих изменений [49].

Наблюдения, проведенные в установках высоких и сверхвысоких напря-жений постоянного тока, показывают, что опасность для человека вызывает по-ток аэроионов уже при напряженности 50 кВ/м. Предлагается нормировать плотность тока аэроионов, равную 5 - 10 мкА/см2, а допустимый ток, проте-кающий через тело человека, ограничить 1 мкА. И здесь имеется полная согла-сованность с гипотезой о механизме действия электрического тока, ибо токи в 1 мкА уже могут нарушить нормальную для жизнедеятельности человека элек-тропроводимость центральной нервной системы.

При всех напряжениях действие поля зависит от продолжительности на-хождения в нем. Это позволило обосновать следующие нормативы для элек-трических полей промышленной частоты:

Безопасная напряженность поля, кВ/м 5 10 15 20 25 Продолжительность воздействия на протяжении 8-часового рабочего дня 8 ч 3 ч 1,5 ч 10 мин 5 мин

118

Это означает, что если человек проработал, скажем, 10 мин в поле напря-женностью 20 кВ/м, то остальные 7 ч 50 мин рабочего дня он должен находить-ся в поле напряженностью ие выше 5 кВ/м [49].

Работы в зоне влияния, где напряженность электрического поля превы-шает 5 кВ/м, должны выполняться, как правило, с применением средств био-защиты – рис. 49.

Рабочие места операторов машин и механизмов при работе в зоне влия-ния должны быть оборудованы экранами.

Передвижные мастерские и лаборатории для испытаний оборудования высокого напряжения должны иметь экранированные кузова, кабины и ремонт-ные приспособления с экранированными площадками.

Шкафы управления и агрегатные шкафы воздушных выключателей, ящики зажимов, силовые распределительные шкафы, шкафы вторичных цепей, фильтры присоединений и другие устройства, обслуживание которых произво-дится в зоне влияния, оборудуются стационарными экранами.

Пешеходные дорожки должны быть экранированы. Телефонные аппараты размещаются либо под экранами пешеходных дорожек, либо в отдельных экра-нированных кабинах, расположенных рядом с этими дорожками;

ОРУ оснащаются переносными экранами, выполненными в виде навесов и предназначенными для экранирования персонала при работах, выполняемых без подъема на оборудование или конструкции и вне зоны действия стационар-ных экранов (рис. 49).

а) б)

119

в)

Рис. 49. Средства биозащиты на территории ОРУ: экранирующий козырек над шкафом управления выключателем (а), переносной экранирующий козырек (б), экранирующий навес

над проходом в здание [50].

Переносные экраны должны иметь специальные зажимы для подсоедине-

ния к ним заземляющих проводников, выполненных из гибкого медного прово-да длиной не менее 4 м и сечением не менее 4 мм2.

Люльки гидроподъемников и телескопических вышек, а также рабочее место оператора снабжаются съемными экранами.

Экраны должны защищать людей со всех сторон полностью, оставляя только рабочий проем. Масса переносного экрана не должна превышать 15 кг.

Когда установка экранов невозможна, люди в РУ должны работать в эк-ранирующей одежде – рис. 50. Исключение составляют работы в цепях напря-жением менее 1000 В без снятия напряжения и работы при температуре окру-жающей среды выше 30°С.

Экранирующая одежда является наиболее экономичным средством защи-ты персонала подстанций от влияния электрического поля. Она выпускается в трех модификациях: экранирующий костюм для ремонтников, экранирующий халат для дежурного персонала и зимняя экранирующая одежда. В комплект экранирующей одежды входит специальная обувь (электропроводящая или с электропроводящей подошвой), экранирующие перчатки, каска и экран для ли-ца.

120

Рис. 50. Средства индивидуальной защиты – экранирующие костюмы и ограждения [51].

Для разработки мер по защите здоровья электротехнического персонала стоятся карты распределения напряженностей электрических полей вдоль ВЛ – рис. 51, либо на территории ОРУ. Точность и достаточность получаемых карт в значительной степени зависит от выбора количества и мест расположения то-чек измерений [52].

При построении карт распределения напряженности электрического поля 50 Гц на территории открытых распределительных устройств на рабочих мес-тах персонала и под линиями электропередачи выявлено экранирующее и ис-кажающее действие железобетонных опор на картину поля, что требует их уче-та в моделях расчета. Практически на всех присоединениях прослеживается снижение напряженности электрического поля 50 Гц под средней фазой В в 1,5 – 2 раза и снижение ее почти в 2 раза у приводов коммутационных аппаратов, над которыми имеется сетчатый козырек. Полученные значения напряженности магнитного поля 50 Гц в электроустановках разных напряжений имеют про-порциональную зависимость от величины тягового тока и носят случайный из-меняющийся во времени характер [53].

121

Рис. 51. Карты распределения напряженности электрического поля под ЛЭП 400 кВ [54].

ПТЭ, п.5.4.4. Должны быть приняты меры, исключающие попада-

ние животных и птиц в помещение ЗРУ, камеры КРУ. Покрытие полов

должно быть таким, чтобы не происходило образования цементном пыли. В ЗРУ из года в год повторяются случаи перекрытия опорных изоляторов

и вводов аппаратуры и трансформаторов вследствие попадания на них крыс и кошек, проникающих через вентиляционные отверстия, неплотно прикрытые двери и незаделанные проемы в местах прохода кабелей.

Для предупреждения упомянутых явлений необходимо тщательно заде-лывать и уплотнять проемы в стенах, перегородках и перекрытиях и системати-чески контролировать состояние уплотнений – рис. 52, учитывая, что крысы могут их со временем прогрызть. Вентиляционные отверстия необходимо снабжать жалюзи или металлическими сетками с ячейками размером не более 20x20 мм.

122

а) б)

Рис. 52. Мастика терморасширяющаяся огнезащитная МТО – а (применяется для заделки сквозных отверстий для кабельных проходок, как одиночных, так и пучков, заделка прохо-

док. Вспучивается, увеличиваясь в объёме под воздействием огня, термостойкая, не горит, не пропускает дым, газ воду[55]); системы герметизации «Roxtec» – б ( кабельные проходки и вводы, панели ввода фидеров, проходки для труб, высоковольтных шин и других проводни-ков любых форм и размеров. Гарантируют безопасность, эффективность и долговремен-

ную работоспособность оборудования во многих отраслях. Защищают от таких факторов риска, например таких как: огонь, газ, вода, пыль, ударные нагрузки [56]).

Эксплуатация выключателей Гашение дуги в масляных выключателях обеспечивается воздействием

на дугу дугогасящей среды – масла. Процесс сопровождается сильным нагре-вом и разложением масла и образованием газа (в первый момент в виде газово-го пузыря). В газовой смеси содержится до 70 % водорода, что и определяет высокую дугогасящую способность масла, так как в водородной среде дугой отдается в десятки раз больше энергии, чем в воздухе. Быстрое нарастание дав-ления в газовом пузыре до значений, намного превышающих атмосферное, способствует эффективной деионизации газового пространства между контак-тами выключателя.

При наружном осмотре масляных выключателей проверяются: – действительное положение (включенное или отключенное) выключате-

ля; – состояние поверхности фарфоровых покрышек вводов, изоляторов и

тяг; – целость мембран предохранительных клапанов и отсутствие выброса

масла из газоотводов;

123

– отсутствие течи масла и уровень его в баках и вводах. На слух определяется, нет ли треска и шума внутри выключателя. По цве-

ту термопленок, наклеенных па контактные соединения, устанавливается, не перегреваются ли контакты.

Уровень масла в баках должен находиться в пределах допустимых изме-нений уровня по шкале указателя уровня. Это имеет исключительно важное значение при гашении электрической дуги и охлаждении газов, образующихся в результате горения дуги. Высокий уровень масла в баке уменьшает объем воздушного пространства над поверхностью масла. В этих условиях при гаше-нии дуги возможны сильный удар масла в крышку выключателя и опасное по-вышение давления внутри бака, что может вызвать деформацию и даже взрыв бака.

Если уровень масла в баке окажется сильно заниженным, то выделяю-щиеся при разложении масла горючие газы, проходя через небольшой слой масла над контактами, не успеют охладиться и в смеси с кислородом воздуха взорвутся. Понижение уровня масла особенно опасно в малообъемных выклю-чателях. При значительном понижении уровня масла в баке должны прини-маться меры, препятствующие отключению выключателем тока нагрузки и тем более тока КЗ. Для этого достаточно снять предохранители на обоих полюсах цепи электромагнита отключения. Отключение электрической цепи с неуправ-ляемым выключателем производится при помощи других выключателей (на-пример, шиносоединительного, обходного).

В зимнее время при температуре наружного воздуха ниже –20°С условия гашения дуги в выключателях, установленных на открытом воздухе или в КРУН, значительно ухудшаются вследствие повышения вязкости масла и уменьшения в связи с этим скорости отключения. Для улучшения условий ра-боты масляных выключателей при длительных (более суток) понижениях тем-пературы включают электрообогрев, отключение которого производят при тем-пературе выше –20°С.

Для предупреждения отказов в работе приводов выключателей их дейст-вие периодически проверяется. Если выключатель оборудован АПВ, при опро-бовании его отключение целесообразно производить от релейной защиты, а включение от АПВ. При отказе в отключении выключатель должен немедленно выводиться в ремонт.

Сжатый воздух в воздушных выключателях выполняет две функции: гашения дуги и управления выключателем. Гашение дуги осуществляется мощным потоком сжатого воздуха, направляемым на контакты дугогасительно-го устройства и эффективно восстанавливающим электрическую прочность промежутка между ними.

124

Сжатый воздух хранится в резервуарах, расположенных на земле или в зоне высокого напряжения. Резервуары, расположенные на земле, обычно слу-жат основаниями выключателей. В резервуарах, расположенных в зоне высоко-го напряжения, размещают дугогасительные устройства. Выключатели серии ВНВ имеют основной резервуар, установленный на земле, и дополнительный резервуар с размещенными в нем главными дугогасительными и вспомогатель-ными контактами. Оба резервуара сообщаются между собой с помощью стек-лопластиковых воздухопроводов.

Управление работой воздушных выключателей в требуемой последова-тельности осуществляется сжатым воздухом механизмами системы управления. Основными элементами системы управления являются: электромагниты вклю-чения и отключения; пусковые, промежуточные и дутьевые клапаны; пневма-тические приводы, приводящие в движение контакты выключателя и другие его части; вспомогательные контакты цепей управления и механизмы их переклю-чения; изолирующие и металлические воздухопроводы, соединяющие отдель-ные элементы выключателя; изолирующие тяги для соединения подвижных элементов выключателя, находящихся под разными потенциалами.

Часть из названных элементов систем управления находится в шкафах управления полюсами и распределительном шкафу, общем для трех полюсов выключателя.

По способу приведения в действие контактов первичной цепи выключа-теля, вспомогательных контактов цепей управления и дутьевых клапанов сис-темы управления выполняются с механической передачей (выключатели серии ВНВ), пневматической (ВВБ) и пневмомеханической (ВВБК). В системах управления с механической передачей все движения подвижным элементам выключателя сообщаются общим пневматическим приводом с помощью изо-лирующих и металлических тяг. В системах управления с пневматической пе-редачей отсутствуют изолирующие и металлические тяги и каждый подвижный элемент выключателя перемещается под действием отдельного пневматическо-го привода.

Воздушные выключатели снабжаются устройствами вентиляции внут-ренних полостей изолирующих конструкций и устройствами контроля давле-ния сжатого воздуха в резервуарах выключателя.

На внутренних стенках полых изолирующих конструкций, не заполнен-ных воздухом, может конденсироваться влага из атмосферного воздуха, что может в конечном счете привести к перекрытию изоляции по увлажненной по-верхности. Для предотвращения конденсации влаги полые изоляционные кон-струкции подвергают непрерывной искусственной вентиляции или стремятся заполнить их объемы сухим воздухом под небольшим избыточным давлением.

125

Воздух для этой цели забирают из общей питающей воздушный выключатель магистрали. Для понижения давления воздуха применяют механические редук-торы или устройства дроссельного типа, не имеющие подвижных частей. Кон-троль за поступлением воздуха на вентиляцию осуществляют по указателям продувки (стеклянная трубка с находящимся в ней алюминиевым шариком). Под действием струйки воздуха, проходящей через указатель, шарик должен все время находиться во взвешенном состоянии между рисками, нанесенными на стекле, что указывает на движение воздуха. Если через указатель будет про-ходить недостаточное количество воздуха, алюминиевый шарик опустится вниз. Регулирование расхода воздуха производится винтом механического ре-дуктора, который устанавливается в распределительном шкафу и является об-щим для всех вентилируемых пространств выключателя.

Контроль за давлением сжатого воздуха в резевуарах выключателя осу-ществляется электроконтактными манометрами, находящимися в распредели-тельном шкафу. С помощью этих манометров выполнена блокировка, предот-вращающая проведение операций выключателем при значительном отклонении давления сжатого воздуха от номинального.

Элегазовые высоковольтные выключатели, чьи дугогасительные устрой-ства работают в среде «электротехнического газа» SF6, сочетают в себе пре-имущества различных типов выключателей:

– возможно использование элегазовых выключателей на любое из напря-жений, применяемых в отечественной энергетике;

– небольшие масса и габаритные размеры конструкции элегазовых вы-ключателей в сочетании с бесшумной работой привода;

– дуга гасится в замкнутом газовом объеме без доступа в атмосферу; – увеличенная коммутационная способность элегазового выключателя; – работа в режиме переключения больших и малых токов без возникнове-

ния перенапряжения, что автоматически исключает наличие устройств ОПН (ограничение перенапряжения);

– высокая надежность элегазового выключателя, межремонтный период увеличен до 15 лет;

– пожаробезопасность оборудования. К недостаткам элегазовых выключателей следует отнести: – высокую стоимость оборудования и текущие затраты на эксплуатацию,

так как требования к качеству элегаза очень высоки; – температура окружающей среды влияет на агрегатное состояние элега-

за, что требует применения систем подогрева выключателя при пониженных температурах (при –40°С элегаз становится жидкостью);

126

– коммутационный ресурс элегазового выключателя ниже, чем у анало-гичного вакуумного выключателя;

– необходимы высококачественные уплотнения резервуаров и магистра-лей, так как элегаз очень текуч.

Эксплуатация разъединителей Основное назначение разъединителей – создание видимого разрыва, от-

деляющего выводимое в ремонт оборудование от сборных шин и других частей установки, находящихся под напряжением, для безопасного производства ра-бот. Разъединители не имеют дугогасительных устройств, позволяющих от-ключать более или менее значительные токи. Поэтому для непосредственного отключения и включения разъединители применяют, если ток в коммутируемой цепи значительно меньше их номинального тока. Кроме того, разъединители используются при различных переключениях электрических цепей в схемах РУ, например при переводе присоединений с одной системы шин на другую. При отключенном выключателе проведение операций с разъединителями под напряжением сопровождается разрывом цепи зарядного тока, обусловлен-ного емкостью присоединенных токоведущих частей. Зарядные токи оборудо-вания и сборных шин всех напряжений (кроме конденсаторных батарей) неве-лики, и отключение и включение их разъединителями не опасно.

Разъединителями разрешаются операции отключения и включения дуго-гасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю, нейтралей сило-вых трансформаторов, а также намагничивающего тока трансформаторов и ав-тотрансформаторов, зарядного тока кабельных и воздушных линий. В эксплуатации к разъединителям предъявляются следующие требования: – разъединители должны создавать явно видимый разрыв электрической цепи, длина которого должна соответствовать классу напряжения электроуста-новки; – при длительной работе с номинальным током контактные соединения разъединителей не должны нагреваться свыше 75 °С; – контактная система должна обладать необходимой термической и ди-намической стойкостью; – при прохождении токов КЗ ножи разъединителей должны удерживаться во включенном положении (запирающим приспособлением привода, механиче-ским или магнитным замком). Необходимое расстояние между контактами по-люса разъединителя, находящегося в отключенном положении, должно надеж-но фиксироваться механическим запором;

127

– изоляция разъединителей должна обеспечивать надежную работу при дожде, гололеде, запыленности воздуха. Опорные изоляторы и изолирующие тяги должны выдерживать механические нагрузки при операциях; – механизм главных ножей разъединителей должен иметь блокировку с выключателем и заземляющими ножами.

Блокировка разъединителей с выключателями должна запрещать от-ключение и включение разъединителя при включенном выключателе.

Блокировка заземляющих ножей с разъединителями должна исключать как возможность подачи разъединителем напряжения на заземленный участок цепи, так и включение заземляющих ножей на участок цепи, не отделенный разъединителями от участков, находящихся под напряжением. Блокировка заземляющих ножей, находящихся по обе стороны выключа-теля, выполняется таким образом, чтобы включение заземляющих ножей с од-ной стороны выключателя оказывалось возможным только при отключенном разъединителе по другую его сторону, а включение разъединителя по одну сто-рону выключателя оказывалось возможным при отключенных заземляющих ножах по другую сторону выключателя. При подобной схеме исключается возможность подачи напряжения выключателем на заземленный участок цепи. Для однополюсных разъединителей, управляемых посредством оперативной штанги, в схему блокировки включается запор ограждающей их сетки. На рис. 53 приведен пример выполнения механической блокировки, а на рис. 54 – элек-тромагнитной блокировки [2].

Рис. 53. Механическая ключевая блокировка.

Основана на применении блок-замка особой конструкции, ключи из которого могут быть вынуты только при определенном положении замка. Секретные прорези в крышках замков, секретные выступы и паз в ключах выполняются по специальной таблице секретов. Каждое присоединение оснащается замками с одним номером секрета, что не позволяет ключи блок-замков одного присоединения применять на другом.

128

Рис. 53. Электромагнитная блокировка В электромагнитной блокировке выполнение условий, разрешающих

операции с разъединителями и их заземляющими ножами контролируется электромагнитным замком – рис. 54, в цепь катушки которого включены блок-контакты разъединителей выключателя.

Для разблокировки замка необходимо подать напряжение постоянного тока на зажимы замка, установить в штепсельный разъем ключ КЭЗ-1М – рис. 54, и нажав на шток ключа, подать его до соприкосновения со штоком замка. Потянув за кольцо штока ключа до выхода фиксирующего элемента из корпуса и повернуть шток по часовой стрелке. Блокировка зафиксируется в разблокиро-ванном положении. Для приведения блокировки в исходное положение необхо-димо повернуть шток ключа до совпадения фиксирующего элемента с пазом корпуса и вытянуть ключ из разъема. Под действием пружины шток займет первоначальное положение. Блок-замок находится в заблокированном состоя-нии. Для аварийного разблокирования замка необходимо магнитный ключ КМ-1 установить на конусном выступе замка, и нажав на шток ключа, подать его до соприкосновения со штоком замка и потянуть за кольцо. Для приведения бло-кировки в исходное положение необходимо с усилием снять ключ с замка. Под действием пружины шток замка займет первоначальное положение. Блок-замок находится в заблокированном состоянии [2].

129

Рис. 54. Электромагнитный замок ЗБ-1М (вверху), ключ КМ-1 (слева внизу),

ключ КЭЗ-1М (справа внизу) [57]. Эксплуатация измерительных трансформаторов тока и напряже-

ния, конденсаторов связи (для нужд защиты, телемеханики, связи) заключается в периодических осмотрах, текущих ремонтах и эксплуатационных испытани-ях. Осмотр проводится одновременно с осмотром всего остального оборудова-ния. При осмотрах обращается внимание на отсутствие течи масла у маслона-полненных аппаратов через армировочные швы и прокладки, на уровень масла по маслоуказателю, состояние и степень загрязнения изоляции, отсутствие раз-рядов и треска внутри аппаратов. На поверхности изоляторов и фарфоровых покрышек, особенно в местах крепления фланцев, не должно быть сколов и трещин. Наиболее часто трещины появляются в результате механических на-пряжений, возникающих в сочленениях деталей, изготовленных из разных ма-териалов, при изменениях температуры наружного воздуха. В цементных швах появляются трещины, разрушается замазка. Проникновение воды в поры и трещины цементного слоя и ее замерзание приводят к появлению дополнитель-ных механических напряжений. Это может быть предотвращено, если армиров-ку цементных швов и их защитные влагостойкие покровы систематически вос-станавливать. При обнаружении трещин в фарфоре аппарат должен быть от-ключен и подвергнут детальному осмотру и испытанию. Для предупреждения появления железистых подтеков по поверхности изоляторов необходимы свое-временное удаление ржавчины с металлических деталей и их окраска.

130

7. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ [58]

Сооружение новой или реконструкция существующей воздушной линии электропередачи (ВЛ), как правило, производится специализированной строи-тельно-монтажной организацией. Все работы выполняются в соответствии с проектом. До начала работ проект рассматривается эксплуатационной органи-зацией, которой в дальнейшем предстоит принять готовую ВЛ в эксплуатацию. В период строительства ВЛ эксплуатационный персонал ведет техниче-ский надзор за производством строительных и монтажных работ. Задачей экс-плуатационного персонала является оказание помощи строителям и монтажни-кам при выявлении дефектов, упущений и отступлений от проекта. По окончании работ строительно-монтажная организация уведомляет эксплуатационную организацию о необходимости приемки линии в эксплуата-цию. Для этого назначается приемочная комиссия, которой передается необхо-димая проектная и техническая документация ВЛ (проект линии, паспорт и ин-вентарная опись, трехлинейная схема с нанесением расцветки фаз и транспози-ции проводов, план и профиль трассы, документация по отводу земель, акты на скрытые работы и др.). В помощь приемочной комиссии создаются рабочие ко-миссии с участием электромонтеров-линейщиков. Члены рабочих комиссий производят детальный осмотр ВЛ (поднимаясь на каждую опору) и составляют акты с перечислением обнаруженных дефектов и недоделок. После устранения строительно-монтажной организацией всех недостатков и несоответствий с проектом производится повторный осмотр линии и составляется дополнитель-ный акт. На основании актов рабочих комиссий и ознакомления с документаци-ей приемочная комиссия определяет готовность ВЛ к передаче в эксплуатацию. Включение ВЛ под напряжение производится оперативным персоналом энергосистемы по заявке и с разрешения председателя приемочной комиссии. Напряжение на линию подается толчком при минимальных уставках по току и времени на устройствах защиты. Перед замыканием под нагрузку ВЛ фазирует-ся. Под нагрузкой ВЛ испытывается в течение суток. При положительных результатах испытания составляется акт о передаче ВЛ в эксплуатацию [58].

Охрана воздушных линий

Для нормального содержания ВЛ «Правилами установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства…» − [59] − установлены охранные зо-

131

ны вдоль линий электропередачи, проходящих по населенной местности – рис. 55.

Рис. 55. Охранная зона ВЛ (60).

Вдоль воздушных линий электропередачи охранная зона устанавливается

в виде части поверхности участка земли и воздушного пространства (на высоту, соответствующую высоте опор ВЛ), ограниченной параллельными вертикаль-ными плоскостями, отстоящими по обе стороны линии электропередачи от крайних проводов при неотклоненном их положении на расстоянии, опреде-ляемом номинальным напряжением линии – табл. 10.

Таблица 10

132

Вдоль переходов воздушных линий электропередачи через водоемы (ре-ки, каналы, озера и др.) – в виде воздушного пространства над водной поверх-ностью водоемов (на высоту, соответствующую высоте опор воздушных линий электропередачи), ограниченного вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны линии электропередачи от крайних проводов при неотклоненном их положении для судоходных водоемов на расстоянии 100 метров, для несудо-ходных водоемов – на расстоянии, предусмотренном для установления охран-ных зон вдоль воздушных линий электропередачи; Для обеспечения безаварийного функционирования и эксплуатации объ-ектов электросетевого хозяйства в охранных зонах сетевыми организациями или организациями, действующими на основании соответствующих договоров с сетевыми организациями, осуществляются [59]: – прокладка и содержание просек вдоль воздушных линий электропере-дачи и по периметру подстанций и распределительных устройств в случае, если указанные зоны расположены в лесных массивах и зеленых насаждениях – рис. 56; – вырубка и опиловка деревьев и кустарников в пределах минимально допустимых расстояний до их крон, а также вырубка деревьев, угрожающих падением [59].

Ширина просеки в лесных массивах и зеленых насаждениях должна быть не менее расстояния между крайними проводами плюс по 3 м в каждую сторо-ну от крайних проводов при высоте насаждений до 4 м и не менее длины тра-версы опоры плюс расстояние, равное высоте основного лесного массива в ка-ждую сторону от крайних проводов, при высоте насаждений более 4 м.

133

Рис. 56. Просека для прокладки ВЛ в лесном массиве [61].

Сетевые организации при содержании просек обязаны обеспечивать: – содержание просеки в пожаробезопасном состоянии в соответствии с

требованиями правил пожарной безопасности в лесах; – поддержание ширины просек в размерах, предусмотренных проектами строительства объектов электросетевого хозяйства и требованиями, определяе-мыми в порядке, установленном законодательством Российской Федерации, путем вырубки, обрезки крон деревьев (кустарников) и иными способами; – вырубку или обрезку крон деревьев (лесных насаждений), произра-стающих на просеках, высота которых превышает 4 метра. В пределах охранных зон и просек запрещается строить всякого рода со-оружения, производить земляные, строительные и монтажные работы, ставить стога сена и т. д. Следует, однако, отметить, что земельная площадь, находя-щаяся под ВЛ, не изымается у землепользователей, и ее обычно обрабатывают под посевы и посадки. Изымаются у землепользователей только площадки под опорами линий. Однако нередко возникают ситуации наподобие той, что изо-бражена на рис. 57 – землепользователь включил часть охранной зоны линии в свое подворье [62].

134

Рис. 57. Нарушение требований [59] – землепользователь включил часть охранной зоны линии в свое подворье [62].

Наличие быстрорастущего кустарника на трассах ВЛ сокращает расстоя-ние от проводов линии до земли, ухудшает условия производства работ на ли-нии, создает опасность возникновения пожара. Поэтому своевременная расчи-стка трасс от зарослей является важной эксплуатационной работой – рис. 58.

Периодические и внеочередные осмотры линий [58]

Осмотры производятся для выявления возникающих на ВЛ дефектов с

тем, чобы в дальнейшем эти дефекты устранить. Периодические осмотры ВЛ 6–750 кВ проводятся электромонтерами не реже 1 раза в 6 мес. Однако ВЛ, проходящие в населенных пунктах, промыш-ленных районах, местах сильного загрязнения, рекомендуется осматривать бо-лее часто – 1 раз в 3 мес. При осмотре обходчик передвигается по краю трассы, внимательно осматривая (иногда с помощью бинокля) все элементы линии и одновременно трассу. Осматриваемая линия во всех случаях считается находя-щейся под напряжением.

135

Рис. 58. Последствия несвоевременной расчистки трассы ЛЭП от зарослей [63].

Наиболее распространенными являются дефекты: – проводов и тросов (набросы, обрывы, перегорания жил проводов и тро-сов, оплавления жил, разрегулировка и изменение стрел провеса проводов и тросов); – изоляторов и арматуры (механические повреждения изоляторов, трещи-ны в шапках, перекрытия гирлянд, загрязненность изоляторов, сильные откло-нения поддерживающих гирлянд изоляторов); – опор и фундаментов (трещины, оседание и выдергивание фундаментов; ослабление и повреждение оттяжек опор, деформация частей металлических опор, наличие загнивания, обгорание и расщепление деталей деревянных опор, наклоны опор); – трасс и просек (наличие в охранной зоне материалов, опасных в пожар-ном отношении, наличие на краю просек деревьев, которые могут угрожать па-дением на провода, отсутствие сигнальных знаков у автомобильных дорог и т. д.). О всех выявленных при обходе неисправностях электромонтер-обходчик делает подробную запись в листе осмотра. С этими записями знакомится мас-тер участка и назначает сроки устранения повреждений. Периодические осмот-ры ВЛ или их отдельных участков проводятся также инженерно-техническим персоналом. Эти осмотры позволяют грамотно оценить техническое состояние линии и наметить мероприятия, устраняющие недостатки и отступления от экс-плуатационных норм.

Внеочередные осмотры, организуемые по распоряжению дежурного дис-петчера, производятся после автоматических отключений ВЛ. Внеочередные

136

осмотры ВЛ проводятся при неблагоприятных метереологических условиях (гололеде, тумане), при лесных и степных пожарах, во время ледохода и разли-ва рек и т. д. Оперативность в организации этих обходов имеет исключительно важное значение. Если, например, получено сообщение о возникновении пожа-ра вблизи ВЛ, следует немедленно выехать на место и определить, насколько это опасно для линии. При сообщении об образовании гололеда осмотры на-значаются с целью наблюдения за интенсивностью его отложений на проводах – рис. 59 [58].

Рис. 59. Гололед на проводах и опорах ЛЭП [64].

В осеннее-зимний период возможно очень неприятное природное явление

– ледяной дождь, приводящий к появлению на элементах линии больших мас-сивов льда. Из-за многократно возрастающей механической нагрузки происхо-дит провисание и обрыв проводов и даже повреждение опор ЛЭП – рис. 60 – 61 [65, ].

137

Рис. 60. Последствия ледяного дождя – на проводах ЛЭП [65].

Рис. 61. Опора ЛЭП не выдержала возросшую из-за ледяного дождя механическую нагрузку [66].

Техническое обслуживание, ремонт и техническое перевооружение ВЛ [2].

138

К техническому обслуживанию относятся работы по систематическому и своевременному предохранению отдельных конструкций и деталей от прежде-временного износа путем проведения проверок, измерений и устранения мел-ких повреждений и неисправностей. К таким работам относится осмотр линий, проверка и подтяжка болтовых соединений и гаек анкерных болтов на метал-лических и железобетонных опорах, проверка тяжения в оттяжках, чистка и обмыв изоляции и пр. Техническое обслуживание ВЛ осуществляется персона-лом предприятия электросетей.

Капитальный ремонт ВЛ производится в целях поддержания или восста-новления первоначальных эксплуатационных характеристик как линии в целом, так и отдельных ее элементов и конструкций. В объем ремонтных работ вклю-чается устранение всех недостатков, выявленных при осмотрах, проверках и испытаниях и не устраненных в текущем порядке: расчистка трасс от кустарни-ка, порубочных остатков, хвороста, сваленных деревьев, восстановление ши-рины просек в размере, установленном проектом ВЛ, предохранение опор от низовых пожаров, работы на трассе ВЛ, связанные с устройством проездов по трассе, планировка грунта у опор, ремонт ледозащитных сооружений опор в поймах рек, выправка и усиление опор, замена опор и их деталей, заделка тре-щин и установка бандажей на железобетонных опорах, окраска и осмоление подножников, замена изоляторов и деталей линейной арматуры, чистка и об-мыв изоляторов, ремонт и замена проводов, восстановление нумерации опор, плакатов и пр.

Техническое перевооружение ВЛ – это комплекс работ на действующих линиях электропередачи, состоящий в замене морально и физически устарев-шего оборудования и конструкций новыми более совершенными. Составной частью технического перевооружения может являться модернизация оборудо-вания, при этом затраты на ее проведение включаются в состав проекта техни-ческого перевооружения. Номенклатура работ по техническому перевооружению ВЛ включает в себя: – подвеску дополнительных проводов в фазе, не предусмотренную пер-воначальным проектом; – перевод линии на более высокий класс напряжения, не предусмотрен-ный первоначальным проектом; – замену провода на участках общей длиной более 30 % протяженности линии на провода большего сечения (большей механической прочности);

139

– подвеску грозозащитных тросов, не предусмотренных первоначальным проектом; – замену грозозащитного троса на трос со встроенным волоконно-оптическим кабелем; – замену изоляции на новую с более высокими техническими характери-стиками (грязестойкие, полимерные изоляторы и т.д.); – доукомплектование аварийного запаса.

К реконструкции в электрических сетях относится комплекс работ на действующих линиях электропередачи по их переустройству (строительству взамен) с целью повышения технического уровня, улучшения технико-экономических показателей объекта, условий труда и охраны окружающей сре-ды. К таким работам относятся: – строительство линии на старой трассе взамен ликвидируемой; – вынос участков линии на новую трассу в связи со строительством энер-гетических или других объектов; – сплошная замена на участках линии (при длине участка более 15 % протяженности линии) опор на новые из того же или другого материала; – замена дефектных опор из того же или другого материала, другого типа или подставка дополнительных опор при общем количестве вновь устанавли-ваемых опор более 30 % от установленных на линии; – сооружение волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) на опорах дей-ствующей линии в составе ее реконструкции.

Модернизацией называются мероприятия по повышению технико-экономических показателей ВЛ, улучшению условий их эксплуатации, повы-шению надежности и безопасности обслуживания за счет замены или измене-ний конструкций оборудования, а также совершенствования отдельных узлов и их элементов. К таким работам относятся: – усиление опор (без их замены) путем установки ветровых связей, риге-лей, замены отдельных элементов более прочными в целях приведения харак-теристики ВЛ к современным нормативным требованиям в соответствии с фак-тическими нагрузками; – замена дефектного провода (грозозащитного троса) новым той же или другой марки на участках ВЛ при их длине не более 15 % общей протяженно-сти В Л в целях повышения надежности ВЛ; – замена изоляторов более надежными (при том же или увеличенном ко-личестве изоляторов), подвеска дополнительных изоляторов или замена изоля-

140

торов нормального исполнения грязестойкими на участках В Л в целях повы-шения их надежности; – замена распорок или другой линейной арматуры на участках ВЛ новы-ми более надежными.

Работа на ВЛ без снятия напряжения Преимуществами производства работ, проводимых без отключения ВЛ,

являются: сохранение нормального режима работы электрической сети и не-прерывность электроснабжения потребителей; сохранение оптимального пото-кораспределения в сети, возможность своевременно устранять выявленные не-достатки и предотвращать аварийные отключения.

Кроме того, при производстве ремонтов под напряжением сокращаются трудозатраты и потери времени на подготовку отключения и обратного вклю-чения ремонтируемого участка сети, повышается безопасность работ.

Работы под напряжением производятся на основе специально разрабо-танных технологий с использованием предназначенного для этого набора при-способлений, устройств, инструмента и средств обеспечения безопасности – рис. 62.

Рис. 62. Работа на воздушной линии без снятия напряжения

Персонал для выполнения работ под напряжением проходит специальную подготовку, включающую как теоретическую часть, так и практическое освое-

141

ние приемов работ со всеми приспособлениями и инструментами, используе-мыми при работах под напряжением.

Работы по этой схеме допускаются при следующих условиях: 1) изоляция работающего от земли специальными устройствами соответ-

ствующего напряжения; 2) применение экранирующего комплекта по ГОСТ 12.4.172; 3) выравнивание потенциалов экранирующего комплекта, рабочей пло-

щадки и провода специальной штангой для переноса потенциала. Расстояние от работника до заземленных частей и оборудования при работах должно быть не менее нормированных ПУЭ.

Силовые кабельные линии Осмотры кабельных линий должны производиться один раз в следующие

сроки – табл. 11 [2]: Таблица 11.

Сроки осмотров кабельных сооружений, мес.

Напряжение кабеля, кВ

До 35 110 - 500

Трассы кабелей, проложенных в земле 3 1

Трассы кабелей, проложенных под усовершенствован-ным покрытием на территории городов

12 –

Трассы кабелей, проложенных в коллекторах, туннелях, шахтах и по железнодорожным мостам

6 3

Подпитывающие пункты при наличии сигнализации давления масла (при отсутствии сигнализации – по ме-стным инструкциям)

– 1

Кабельные колодцы 24 3

Осмотры производятся персоналом кабельной сети – специально выде-ленными монтерами, а также инженерно-техническими работниками, отвечаю-щими за состояние и эксплуатацию кабельных линий.

Монтер, выделенный для осмотра трассы, должен хорошо знать трассы кабельных линий, правила техники безопасности, устройства электроустановок и технической эксплуатации в части кабельных линий.

При обходе и осмотре кабельных трасс открытых территорий монтеры и технический персонал должны: – осмотреть трассу от начала и до конца;

142

– следить за тем, чтобы на трассе и вблизи нее не производились земля-ные работы, не согласованные с организацией, эксплуатирующей кабели, а также за тем, чтобы на трассе не было завалов мусором, щебнем, шлаком и дру-гими отбросами;

– осматривать места пересечения трасс кабелей с канавами и места трасс, проходящих по склонам местности, следить за тем, чтобы не было провалов грунта на трассе; – проверять состояние кабелей, проходящих по мостам, дамбам, эстака-дам, проверять наличие защиты кабелей от механических повреждений в мес-тах выхода кабелей на стены зданий или на опоры ВЛ; – проверять в местах перехода кабельных линий с берега в реку или дру-гой водоем наличие и состояние береговых сигнальных знаков; не допускать стоянки судов, барж вблизи зоны подводного перехода. В районах с электрифицированным рельсовым транспортом или с агрес-сивными грунтами кабельная линия может быть принята в эксплуатацию толь-ко после осуществления ее антикоррозионный защиты. В этих районах на ка-бельных линиях должны проводиться измерения блуждающих токов, состав-ляться и систематически корректироваться потенциальные диаграммы кабель-ной сети (или ее отдельных участков) и карты почвенных коррозионных зон… [1].

Разрушение оболочки кабелей блуждающими токами происходит там, где они находятся под положительным потенциалом (в анодных зонах). Защита кабелей заключается в том, чтобы погасить или свести к мини-муму положительные потенциалы на оболочках кабелей. В процессе эксплуатации в коррозионно-опасных зонах должны произво-диться измерения блуждающих токов, определяться степень коррозионной ак-тивности грунтов, грунтовых и других вод, составляться и периодически кор-ректироваться карта коррозионных зон кабельной сети. Для этого на со-вмещенных планах расположения кабельных линий и трамвайных сооружений (рельсовых путей, отсосов, питающих центров) по данным наблюдений пока-зываются диаграммы потенциалов и плотностей блуждающих токов, а также указываются места расположения агрессивных грунтов.

143

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. СО 153-34.20.501-2003. Правила технической эксплуатации элек-трических станций и сетей Российской Федерации. [Электронный ресурс]. URL: http://snipov.net/c_4691_snip_105980.html (дата обращения 25.11.2013).

2. Коган Ф.Л. Пособие для изучения ПТЭ электрических станций и сетей. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС. – 2006. – 352 с.

3. Характеристика структуры Единой энергетической системы Рос-сии // Информационно-аналитический Доклад о функционировании и развитии электроэнергетики России [Электронный ресурс]. URL: http://www.e-apbe.ru/analytical/doklad2005/doklad2005_2.php (дата обращения 25.11.2013).

4. Филиальная структура компании // Системный оператор Единой энергетической системы. [Электронный ресурс]. URL: http://www.so-cdu.ru/index.php?id=structure (дата обращения 25.11.2013).

5. Карта-схема электрических сетей ОЭС Северо-Запада [Электрон-ный ресурс]. URL: http://www.pskoves.ru/index.php/energy/karta-energosetei-severo-zapad (дата обращения 25.11.2013).

6. Общие сведения // Русгидро [Электронный ресурс] URL: http://www.sshges.rushydro.ru/hpp/general/ (дата обращения 25.11.2013).

7. Стратегические условия и задачи развития Единой национальной электрической сети на Дальнем Востоке [Электронный ресурс]. URL: http://www.myshared.ru/slide/168152/ (дата обращения 25.11.2013).

8. Единая энергетическая система Российской Федерации [Электрон-ный ресурс]. URL: http://energetika.in.ua/ru/books/book-4/section-2/section-4 (да-та обращения 25.11.2013).

9. Симонов А. Гидроаккумулирующие станции Украины [Электрон-ный ресурс]. URL: http://www.electrician.com.ua/magazine/view1073.html (дата обращения 25.11.2013).

10. Озерова И.П. Тепловые и атомные станции: Учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ. – 2009. – 190 с.

11. Режимы работы и маневренность блочных ТЭС [Электронный ре-сурс]. URL: http://prommatika.ru/staty/107-rejimrabotytes (дата обращения 25.11.2013).

12. Минимально допустимые нагрузки блоков мощностью 160, 200 и 300 МВт // Маневренность и мобильность ТЭС [Электронный ресурс]. URL: http://www.teplobr.ru/manevrennost-i-mobilnost-tes/3-minimalno-dopustimye-nagruzki-blokov-moshhnostju.html (дата обращения 25.11.2013).

144

13. Овчаренко Н.И. Автоматика электрических станций и электро-энергетических систем: учебник для вузов / Под ред. А.Ф. Дьякова. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС. – 2000. – 504 с.

14. Регулирование частоты и мощности тепловых электростанций [Электронный ресурс]. URL: http://gendocs.ru/v18364/?cc=10 (дата обращения 25.11.2013).

15. Особенности эксплуатации и маневренность АЭС [Электронный ресурс]. URL: http://www.ecoatominf.ru/publishs/energy/energy07.htm (дата об-ращения 25.11.2013).

16. Украина завершила сборку линии по производству комплектую-щих ТВС российской ТВЭЛ [Электронный ресурс]. URL: http://www.atomic-energy.ru/news/2011/10/14/27563 (дата обращения 25.11.2013).

17. Устройство реактора. Тепловыделяющая кассета // Ленинградская АЭС [Электронный ресурс]. URL: http://www.wdcb.ru/mining/lenpp/tab17.html (дата обращения 25.11.2013).

18. Основы гидроэнергетики. Классификация гидротурбин [Электрон-ный ресурс]. URL: http://blog.rushydro.ru/?p=4158 (дата обращения 26.11.2013).

19. Таким образом поворотно-лопастные турбины имеют двойное ре-гулирование мощности изменением открытия направляющего аппарата и из-менением угла установки лопастей рабочего колеса // Инженерные коммуни-кации: справочный портал [Электронный ресурс]. URL: http://engcomm.ru/takim-obrazom-povorotno-lopatnzh-turbiny-imejut/ (дата обра-щения 26.11.2013).

20. Восстановление и защита рабочих колес гидротурбин [Электрон-ный ресурс]. URL: http://promkluch.ru/index.php/energy/turbina.html (дата обра-щения 27.11.2013).

21. Классы изоляции по нагревостойкости [Электронный ресурс]. URL: http://electrono.ru/elektroizolyacionnye-materialy/klassy-izolyacii-po-nagrevostojkosti (дата обращения 26.11.2013).

22. Измерение температуры электрического оборудования // Энерге-тика: оборудование; документация [Электронный ресурс]. URL: http://forca.ru/instrukcii-po-ekspluatacii/raznoe/izmerenie-temperatury-elektricheskogo-oborudovaniya.html (дата обращения 26.11.2013).

23. Напоромеры, тягонапоромеры, логометры // Промышленное обо-рудование [Электронный ресурс]. URL: http://belprice.by/board/oborudovanie/promywlennoe_oborudovanie/index202.html (дата обращения 26.11.2013).

24. Инфракрасный термометр ST350 [Электронный ресурс]. URL: http://www.sanpometer.ru/pyro/st350.html (дата обращения 26.11.2013).

145

25. Тепловизор на вооружении у энергетика [Электронный ресурс]. URL: http://monemo.ru/technology/teplovizor-na-vooruzhenii-u-energetika/ (дата обращения 26.11.2013).

26. Температурные индикаторы // Магнитогидродинамическое изме-рение температуры [Электронный ресурс]. URL: http://www.ultrasonex-amfodent.ru/content/temperatura/71/index.html (дата обращения 26.11.2013).

27. HT70 – портативный индикатор напряжения и тестер порядка че-редования фаз [Электронный ресурс]. URL: http://metronics.ru/newsitem.php?nid=203 (дата обращения 27.11.2013).

28. СО 34.45.509-2005 Типовая инструкция по эксплуатации электро-двигателей в установках собственных нужд электростанций [Электронный ре-сурс]. URL: http://www.gosthelp.ru/text/SO34455092005Tipovayainst.html (дата обращения 27.11.2013).

29. Ремонт генераторов и синхронных компенсаторов [Электронный ресурс]. URL: http://servomotors.ru/documentation/electromotor/book24/book24content.html (да-та обращения 28.11.2013).

30. Грудинский П.Г., Мандрыкин С.А., Улицкий М.С. Техническая эксплуатация основного электротехнического оборудования станций и под-станций / под ред. П.И. Устинова. М.: Энергия, 1974. – 570 с.

31. Основы современной энергетики: Курс лекций для менеджеров энергетических компаний. В двух частях. / Под общей редакцией чл.-корр. РАН Е.В. Аметистова. Часть 2. Современная электроэнергетика / Под ред. профессоров А.П. Бурмана и В.А. Строева. – М.: Издательство МЭИ, 2003. – 454 с.

32. Правила установки трансформатора и газового реле для обеспече-ния правильной работы газовой защиты // Электрические сети [Электронный ресурс]. URL: http://leg.co.ua/transformatori/praktika/pravila-ustanovki-transformatora-i-gazovogo-rele-dlya-obespecheniya-pravilnoy-raboty-gazovoy-zaschity.html (дата обращения 28.11.2013).

33. Эксплуатация силовых трансформаторов и автотрансформаторов [Электронный ресурс]. URL: http://www.motor-remont.ru/books/book24/book24p8.htm (дата обращения 28.11.2013).

34. Клапаны предохранительные для силовых трансформаторов 50, 80 кПа, Тольятти [Электронный ресурс]. URL: http://www.electro-gid.ru/klapani_predohraniteljnie_dlya_silovih_transformatorov_50_80_kpa__m43602.htm (дата обращения 28.11.2013).

35. Клапан предохранительный трансформатора // Энергетика: обору-дование. Документация [Электронный ресурс]. URL:

146

http://forca.ru/spravka/spravka/klapan-predohranitelnyy-transformatora.html (дата обращения 28.11.2013).

36. Стрелочный указатель уровня масла МС-1 [Электронный ресурс]. URL: http://www.regarda.ru/categories/383/ (дата обращения 28.11.2013).

37. Системы автоматического пожаротушения. Краткий обзор [Элек-тронный ресурс]. URL: http://www.centres.ru/id1812/article.htm (дата обращения 28.11.2013).

38. Стационарные и первичные средства пожаротушения [Электрон-ный ресурс]. URL: http://www.znaytovar.ru/s/Stacionarnye-i-pervichnye-sreds.html (дата обращения 28.11.2013).

39. Горбань Ю.И. Современные инновационные технологии пожаро-тушения на базе лафетных стволов с осцилляторами // Пожарная безопасность, 2011, № 2 [Электронный ресурс]. URL: http://www.firerobots.ru/ru/press-center/info/item_5681.html (дата обращения 28.11.2013).

40. Проект новой подстанции для обеспечения электроэнергией неф-теперерабатывающего завода [Электронный ресурс]. URL: http://xreferat.ru/102/2419-6-proekt-novoiy-podstancii-dlya-obespecheniya-elektroenergieiy-neftepererabatyvayushego-zavoda.html (дата обращения 28.11.2013).

41. Силовой трансформатор и ОРУ ПС [Электронный ресурс]. URL: http://www.rza.org.ua/photos/image/Foto--Silovoy-transformator-i-ORU-PS_128.html (дата обращения 29.11.2013).

42. Эксплуатация силовых трансформаторов и автотрансформаторов // Эксплуатация и ремонт электрооборудования [Электронный ресурс]. URL: http://www.motor-remont.ru/books/book24/book24p8.htm (дата обращения 02.12.2013).

43. Хроматографический анализ растворенных в масле газов – Кон-троль за состоянием трансформаторов // Энергетика: оборудование; докумен-тация [Электронный ресурс]. URL: http://forca.ru/knigi/oborudovanie/kontrol-za-sostoyaniem-transformatorov_5.html (дата обращения 02.12.2013).

44. Давиденко И.В. Распознавание классов технического состояния маслонаполненных вводов на основе хроматографического анализа растворен-ных в масле газов // Диагностика высоковольтного оборудования [Электрон-ный ресурс]. URL: http://megaom.ucoz.ru/index/transformatornoe_maslo/0-21 (да-та обращения 02.12.2013).

45. Давиденко И.В., Голубев В.П. Распознавание аномальных состоя-ний высоковольтных вводов, применяемое в экспертно-диагностической системе // Новые информационные технологии в исследовании дискретных

147

структур: Сб. докладов всероссийской конференции. Екатеринбург: УрО РАН, 1996.

46. Фазировка трансформаторов – Испытания трансформаторов и ре-акторов // Энергетика: оборудование; документация [Электронный ресурс]. URL: http://forca.ru/instrukcii-po-ekspluatacii/podstancii/ispytaniya-transformatorov-i-reaktorov_10.html (дата обращения 02.12.2013).

47. Регенерация масла в трансформаторах // Энергетика: оборудова-ние; документация [Электронный ресурс]. URL: http://forca.ru/knigi/arhivy/regeneraciya-transformatornyh-masel-22.html (дата об-ращения 02.12.2013).

48. Эксплуатация электрических распределительных устройств // Экс-плуатация и ремонт электрооборудования [Электронный ресурс]. URL: http://www.motor-remont.ru/books/book24/book24p10.htm (дата обращения 02.12.2013).

49. Манойлов В.Е. Основы электробезопасности / Изд. 3-е, перераб. и доп. – Л., «Энергия», 1976. – 344 с.

50. Защита от воздействия электромагнитных полей [Электронный ре-сурс]. URL: http://edu.dvgups.ru/METDOC/ENF/BGD/SIST_Z_SR_OBIT/METOD/USH_P/WEBUMK/frame/1.htm (дата обращения 03.12.2013).

51. Protect yourself from mankind’s madness [Электронный ресурс]. URL: http://www.localssupportinglocals.ca/news/protect-yourself-mankind’s-madness (дата обращения 03.12.2013).

52. Таваров С.Ш. О методике построения карты напряженности элек-трического поля вдоль ВЛЭП 500 кВ // Серия «Энергетика», выпуск 18: Вест-ник ЮрГУ, № 37, 2012. – с. 138-139.

53. Система защиты от электромагнитных полей персонала электроус-тановок тягового электроснабжения [Электронный ресурс]. URL: http://www.pandia.ru/407605/ (дата обращения 03.12.2013).

54. Чехов В.И. Экологические аспекты передачи электроэнергии / Под ред. Г. К. Зарудского. – М.: Изд-во МЭИ, 1991. – 44 с.

55. Мастика терморасширяющаяся огнезащитная МТО [Электронный ресурс]. URL: http://board.yanaidu.ru/concrete-9157/ (дата обращения 03.12.2013).

56. Кабельные проходки «Roxtec» [Электронный ресурс]. URL: http://promportal.su/goods/956061/kabeljnie-prohodki-roxtec.htm (дата обращения 03.12.2013).

57. Модернизированная электромагнитная блокировка ЗБ-1М с клю-чом КЭЗ-1М и магнитным ключом КМ-1М [Электронный ресурс]. URL:

148

http://www.elec.ru/doska/1238073737/Modernizirovannaja-elektromagnitnaja-blokirovka-ZB.html (дата обращения 03.12.2013).

58. Эксплуатация и ремонт воздушных линий электропередачи [Элек-тронный ресурс]. URL: http://www.motor-remont.ru/books/book24/book24p13.htm (дата обращения 03.12.2013).

59. Правила установления охранных зон объектов электросетевого хо-зяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон (утв. постановлением Правительства РФ от 24 февраля 2009 г. № 160) [Электронный ресурс]. URL: http://base.garant.ru/12165555/ (дата обращения 03.12.2013).

60. Рекомендации по установке и безопасной эксплуатации грузоподъ-емных кранов, строительных подъемников, грузоподъемных кранов-манипуляторов и подъемников (вышек) при разработке проектов организации строительства и проектов производства работ [Электронный ресурс]. URL: http://www.complexdoc.ru/ntdtext/544874/14 (дата обращения 03.12.2013).

61. Расчистка трасс линий электропередачи в Алтайском крае [Элек-тронный ресурс]. URL: http://elektroas.ru/raschistka-trass-linij-elektroperedachi-v-altajskom-krae (дата обращения 03.12.2013).

62. Жизнь под ЛЭП [Электронный ресурс]. URL: http://ugra.mk.ru/article/2012/03/28/686404-zhizn-pod-lep.html (дата обращения 03.12.2013).

63. Падение деревьев на провода высоковольтных линий электропе-редачи – угроза вашей жизни! [Электронный ресурс]. URL: http://www.ampravda.ru/2012/03/07/033757.html (дата обращения 03.12.2013).

64. В районах Ульяновской области введен режим чрезвычайной си-туации [Электронный ресурс]. URL: http://mosaica.ru/news/society/2010/12/06/110479 (дата обращения 03.12.2013).

65. Непогода в Степном Алтае оставила без света более 24 тысяч че-ловек [Электронный ресурс]. URL: http://pda.fedpress.ru/news/society/news_event/1358999525-nepogoda-v-stepnom-altae-ostavila-bez-sveta-bolee-24-tysyach-chelovek (дата обращения 03.12.2013).

66. Ледяной дождь. Обледенение. Упавшие опоры ЛЭП. Бирюлево. 05.01.2011 / фото Александр Иванишин [Электронный ресурс]. URL: http://photo.7days.ru/detail.php?id=317723&cat=itogi (дата обращения 03.12.2013).

149


Предисловие 3 Введение 5 1 Характеристика структуры Единой энергетической системы Рос-

сии

6 2 Маневренность и мобильность электрических станций 16 Участие электростанций различного типа в покрытии суточного

графика нагрузки

16 Маневренность тепловых электрических станций 17 Регулирование частоты и мощности тепловых электростанций 26 Особенности эксплуатации и маневренность АЭС 30 Особенности эксплуатации и маневренность ГЭС 35 Регулирование стока в водохранилищах 39 3 Нагрев электрооборудования 41 Измерение температуры электрического оборудования 45 Применение метода терморезистора 47 Бесконтактное измерение температуры 49 Измерение температуры методом изменения физического со-

стояния измерителя

51 4 Эксплуатация электродвигателей 53 Некоторые требования Правил технической эксплуатации


54 Надзор и уход за электродвигателями 61 Неисправности электродвигателей 64 5 Эксплуатация трансформаторов 68 Некоторые требования Правил технической эксплуатации


69 Хроматографический анализ растворенных газов (ХАРГ) 94 Критерии распознавания классов технического состояния вво-

дов

96 Фазировка трансформаторов 99 Регенерация масла в трансформаторе, находящемся в работе 101 6 Эксплуатация распределительных устройств 105 Некоторые требования Правил технической эксплуатации


106 Эксплуатация выключателей 114 Эксплуатация разъединителей 118 7 Эксплуатация линий электропередачи 123

150

Охрана воздушных линий 124 Периодические и внеочередные осмотры линий 127 Техническое обслуживание, ремонт и техническое

перевооружение ВЛ

131 Работа на ВЛ без снятия напряжения 133 Силовые кабельные линии 134 Библиографический список 136

151

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

АМУРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

И СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Методические указания к практическим занятиям


Издательство АмГУ

2013

152

ББК 31.27я73 Э41

Печатается по решению редакционно-издательского совета Амурского государственного университета

Разработаны в рамках реализации гранта «Подготовка высококвали-

фицированных кадров в сфере электроэнергетики и горно-

металлургической отрасли для предприятий Амурской области» по за-

казу предприятия-партнера ОАО «Дальневосточная распределитель-

ная сетевая компания»

Рецензенты: А.С. Блейхман, заместитель генерального директора OAO «Дальнево-

сточная распределительная сетевая компания» (ОАО «ДРСК», г. Благове-щенск), канд. техн. наук, доцент.

А.И. Федотов, профессор кафедры «Электроэнергетические системы и сети» Казанского государственного энергетического университета (КГЭУ, г. Казань), д-р. техн. наук.

Э41 Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения: Ме-тодические указания к практическим занятиям / Сост.: А.Н. Козлов, В.А. Коз-лов, А.Г. Ротачева. – Благовещенск: Амурский гос. ун-т, 2013. – 123 с.

Методическая разработка предназначена для подготовки магистров по направлению 140400.68 «Электроэнергетика и электротехника» магистерской программы «Электроэнергетические системы и сети».

Рассмотрены вопросы эксплуатации силовых трансформаторов в различ-ных режимах, устойчивости узла нагрузки и самозапуска электродвигателей, оценки допустимости работы ЛЭП в неполнофазных режимах и работа уст-ройств АВР и АПВ.

Предусматривается разбор тем и решение задач в аудитории под руково-дством преподавателя, а также самостоятельно при работе над дисциплиной.

В.А. Козловым подготовлены материалы по нагреву силовых трансформаторов в нор-мальном режиме и при коротком замыкании; А.Г. Ротачевой – материалы по устройствам автоматики; А.Н. Козловым подготовлены материалы остальных разделов пособия и выпол-нена общая редакция рукописи.

В авторской редакции.

ББК 31.27я73

©Амурский государственный университет, 2013

153

ПРЕДИСЛОВИЕ Знание той или иной учебной дисциплины подразумевает умение приме-нять полученные знания к решению конкретных вопросов практики. Такое умение не приходит само, а достигается тренировкой. Одной из эффективных форм тренировки является решение задач. В предлагаемых Вашему вниманию методических указаниях рассмотрены некоторые, сравнительно часто встре-чающиеся режимы работы силовых трансформаторов и линий электропередачи, а также схемы и методика расчета устройств автоматики и устойчивости узла нагрузки.

Дисциплина «Эксплуатация электрических сетей и систем электроснаб-жения» введена в учебный план подготовки магистров по направлению 140400.68 «Электроэнергетика и электротехника» магистерской программы «Электроэнергетические системы и сети» в Амурском государственном уни-верситете по согласованию с предприятиями, принимающими на работу выпу-скников энергетического факультета.

Целью освоения дисциплины является получение знаний об особенно-стях конструкции и режимах работы электрических сетей и электрооборудова-ния подстанций и основных вопросах эксплуатации.

Освоение данной дисциплины помогает студенту в приобретении сле-дующих компетенций:

– способности проявлять инициативу, в том числе в ситуациях риска, брать на себя всю полноту ответственности за свои решения в рамках профес-сиональной компетенции, способности разрешать проблемные ситуации (ОК- 5);

– способности использовать знания правовых и этических норм при оцен-ке последствий своей профессиональной деятельности, при разработке и осу-ществлении социально значимых проектов (ОК-7);

– способности к профессиональной эксплуатации современного оборудо-вания и приборов (в соответствии с целями магистерской программы) (ПК- 7);

– готовности использовать современные и перспективные компьютерные и информационные технологии (ПК-9);

– готовности эксплуатировать, проводить испытания и ремонт технологи-ческого оборудования электроэнергетической и электротехнической промыш-ленности (ПК-18);

– способности принимать решения в области электроэнергетики и элек-тротехники с учетом энерго- и ресурсосбережения (ПК-21);

154

– способности определять эффективные производственно-технологические режимы работы объектов электроэнергетики и электротехни-ки (ПК-23);

Дисциплина «Эксплуатация электрических сетей и систем электроснаб-жения» относится к вариативной части профессиональные цикла М2.В основ-ной образовательной программы подготовки магистров по указанному выше направлению. Учебным планом предусмотрено, что общие трудозатраты по дисциплине составляют 4 зачетные единицы трудоемкости (ЗЕТ). Число часов, выделяемое на изучение дисциплины – 144, в том числе 12 – лекции, 24 – лабо-раторные работы, 24 – практические занятия. Запланировано выполнение кон-трольной работы.

Знания, полученные при освоении дисциплины, могут быть востребованы при выполнении выпускной квалификационной работы. Настоящее учебное пособие – очередная часть комплекта учебно-методических материалов, разрабатываемого кафедрой энергетики Амурского государственного университета, в которой найдут отражение разделы, преду-смотренные государственными образовательными стандартами при изучении дисциплины «Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения» и родственных ей.

155

ВВЕДЕНИЕ

Правильный выбор параметров и режимов работы электрических аппара-тов имеет большое значение для устойчивого функционирования электроэнер-гетических систем и систем электроснабжения. Знание принципов выполнения и особенностей эксплуатации современ-ного электрооборудования обязательно для выпускника энергетического фа-культета. Основные сведения о правилах эксплуатации содержатся в [2] и [3]. Материалы [3] обязательны для тепловых электростанций, работающих на ор-ганическом топливе, гидроэлектростанций, электрических и тепловых сетей Российской Федерации и для организаций, выполняющих работы примени-тельно к этим объектам. Но, поскольку ведется постоянная работа по совер-шенствованию электрооборудования, появляется дополнительная информация в виде отдельных статей, обзоров и справочно-информационных материалов предприятий и фирм, выпускающих те или иные электрические аппараты и приборы. В основу настоящего учебного пособия положены материалы [1], [2], [4] и [9], дополненные сведениями, появившимися в распоряжении составителей при поиске необходимой информации в сети «Интернет».

156

ПЕРЕЧЕНЬ ТЕМ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ

Перечень тем Часы Осваиваемые ком-петенции

Определение допустимой величины и длительности систематической перегруз-ки трансформатора

2 ОК- 5, ПК- 7, ПК-18, ПК-21, ПК-23

Расчет токораспределения при парал-лельной работе трехобмоточных транс-форматоров на двух обмотках при ра-боте третьей обмотки на выделенную нагрузку

2 ОК- 5, ПК- 7, ПК-18, ПК-21, ПК-23

Нагрев силового трансформатора при нормальной работе

2 ПК- 7, ПК-18, ПК-23

Нагрев силового трансформатора в ре-жиме короткого замыкания

2 ОК- 5, ПК- 7, ПК-18, ПК-23

Расчет уравнительной мощности и за-грузки при параллельной работе транс-форматоров, отличающихся номиналь-ными параметрами

2 ОК- 5, ПК- 7, ПК-18, ПК-21, ПК-23

Расчет потерь мощности и энергии в трехобмоточном трансформаторе

2 ПК- 7, ПК-9, ПК-18, ПК-21, ПК-23

Оценка устойчивости узла нагрузки при потере связи с системой неограниченной мощности

2 ПК- 7, ПК-18, ПК-21, ПК-23

Оценка возможности перерыва питания на шинах нагрузки по условиям самоза-пуска электродвигателя

2 ОК- 5, ПК- 7, ПК-18, ПК-23

Расчет самозапуска электродвигателя 2 ОК- 5, ПК- 7, ПК-18, ПК-23

Изучение схем устройств автоматики ввода резерва

2 ПК- 7, ПК-9, ПК-18, ПК-21, ПК-23

Расчет возможности применения несин-хронного АПВ на линии электропередачи с двусторонним питанием

2 ОК- 5, ПК- 7, ПК-9, ПК-18, ПК-23

Расчет неполнофазного режима, возни-кающего на трансформаторе, питающем-ся по тупиковой ВЛ 110 кВ от сис-темы бесконечной мощности, при обрыве одной фазы ВЛ

2 ОК- 5, ПК- 7, ПК-9, ПК-18, ПК-21, ПК-23

157

КРИТЕРИИ ДОСТИЖЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ОБУЧЕНИЯ ПО БЛОКУ ПРАКТИЧЕСКИХ ДИСЦИПЛИН

Балл Критерии оценки (содержательная характеристика)

«1» Работа выполнена полностью. Студент практически не владеет теоретическим материа-лом, допуская грубые ошибки, испытывает затруднения в формулировке собственных суждений, неспособен ответить на дополнительные вопросы.

«2» Работа выполнена полностью. Студент не владеет теоретическим материалом, допуская ошибки по сущности рассматриваемых (обсуждаемых) вопросов, испытывает затрудне-ния в формулировке собственных обоснованных и аргументированных суждений, допус-кает ошибки при ответе на дополнительные вопросы.

«3» Работа выполнена полностью. Студент владеет теоретическим материалом на минималь-но допустимом уровне, отсутствуют ошибки при описании теории, испытывает затрудне-ния в формулировке собственных обоснованных и аргументированных суждений, допус-кая незначительные ошибки на дополнительные вопросы.

«4» Работа выполнена полностью. Студент владеет теоретическим материалом, отсутствуют ошибки при описании теории, формулирует собственные, самостоятельные, обоснован-ные, аргументированные суждения, допуская незначительные ошибки на дополнитель-ные вопросы.

«5» Работа выполнена полностью. Студент владеет теоретическим материалом, отсутствуют ошибки при описании теории, формулирует собственные, самостоятельные, обоснован-ные, аргументированные суждения, представляет полные и развернутые ответы на до-полнительные вопросы.

Работа, оцененная менее, чем 3 баллами, НЕ МОЖЕТ БЫТЬ «ЗАЧТЕНА» и пересдается.

158

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ ВЕЛИЧИНЫ И ДЛИТЕЛЬНОСТИ СИСТЕМАТИЧЕСКОЙ ПЕРЕГРУЗКИ ТРАНСФОРМАТОРА [1]

Цель практического занятия: Все трансформаторы допускают длитель-ное превышение номинального тока любой обмотки на 5% при напряжении не выше номинального. Но в ряде случаев такой безоговорочно допустимой пере-грузки на 5% оказывается недостаточно и приходится рассчитывать, какую пе-регрузку можно допустить безболезненно для изоляции трансформатора, т. е. без укорочения срока его службы. Величина допустимых систематических, т.е. повторяющихся систематически в течение определенного периода перегрузок, зависит от суточного графика нагрузки, температуры охлаждающей среды и конструкции трансформатора. Цель занятия – на практических примерах освоить преобразование фак-тического суточного графика нагрузки в упрощенный двухступенчатый прямо-угольный график, эквивалентный фактическому по выделению тепла в транс-форматоре и методику расчета допустимой величины и длительности система-тической перегрузки силового трансформатора. Порядок проведения практического занятия: В аудитории выполняется разбор теоретической части занятия и примера расчета. При работе над задачей, предназначенной для самостоятельного решения, может потребоваться допол-нительная информация, за которой следует обратиться к [2].

Теоретическая часть. В общем случае температурный режим транс-форматора а, следовательно, и его допустимая нагрузка зависят от постоянной времени нагрева трансформатора, от графика нагрузки, от температуры ох-лаждающей среды. Постоянная времени нагрева в свою очередь связана с ти-пом охлаждения трансформатора. Методика расчета допустимых систематических нагрузок изложена в [2]. На рис. 1.1 приведены в графической форме значения допустимых величин систематических нагрузок трансформаторов, соответствующих системам охла-ждения М и Д, и значениям θ (эквивалентной температуры охлаждающей сре-ды) 0°С и –10°С. Цифры около кривых показывают допустимую продолжи-тельность максимума в часах, а пунктиром нанесены участки графиков, отно-сящиеся к значениям нагрузки, превышающим 150% от номинальной (эти зна-чения допустимы только с особого разрешения завода-изготовителя) [1]. При использовании графиков нагрузочной способности необходимо предварительно фактический многоступенчатый график нагрузки преобразо-вать в эквивалентный по тепловому режиму трансформатора двухступенчатый

159

график, характеризуемый двумя коэффициентами: начальной нагрузки 1K и

максимальной нагрузки 2K .

Коэффициентом начальной нагрузки называется отношение эквива-

лентной начальной нагрузки .э нI к номинальной нI :

.1 э н нK I I= . (1.1)

Коэффициент максимальной нагрузки – это отношение эквивалентной

максимальной нагрузки .э мI к номинальной:

.2 э м нK I I= . (1.2)

Эквивалентные нагрузки .э нI и .э мI определяются из выражения:

2 2i i

iэ н

ii

K t

I It

⋅= ⋅

∑∑

, (1.3)

где iK – нагрузка на i-м интервале времени, выраженная в долях номинальной

нагрузки трансформатора нI ; it – длительность i-го интервала.

При расчете величины .э мI суммированием должны быть охвачены те

интервалы it , которым соответствуют значения

iK 1> . (1.4)

Остальные интервалы времени и соответствующие им значения iK использу-

ются для определения .э нI . Полученная по выражению (1.3) величина .э мI про-

веряется по критерию: . 0,9э м мI I≥ ⋅ , где мI – наибольшая нагрузка по задан-

ному графику работы трансформатора [1]. В соответствии с [2] 1,4м нI I= ⋅ ;

следовательно

. 0,9 1,4 1,26э м н нI I I≥ ⋅ ⋅ = ⋅ . (1.5)

Если соотношение (1.5) не соблюдается, то в качестве эквивалентной максимальной нагрузки для подстановки в (1.2) принимается значение

. 0,9э м мI I′ ≥ ⋅ . (1.6)

160

а)

0,2 0,4 0,6 0,80 К1

К2

1,8

1,6

1,4

1,2

2,0

4,06

8

24

12

б)

Рис. 1.1. Допустимые величины систематических нагрузок трансформато-ров, соответствующих системам охлаждения М и Д, и значениям эквивалент-

ной температуры охлаждающей среды θ : 0°С (а) и –10°С (б) [1].

В этом случае расчетная длительность максимума принимается равной

( ).

0,81

2

э м м

м 2м

I tt

I

′′

⋅=

⋅, (1.7)

161

где мt – фактическая длительность периода, для которого справедливо соотно-

шение (1.4). Располагая графиками нагрузочной способности и используя график, со-ответствующий системе охлаждения, а также эквивалентной температуре ох-

лаждающей среды охлθ , можно по известным значениям двух характеристиче-

ских параметров ( 1K , 2K , мt ) определить допустимое значение третьего пара-

метра. Например, по рассчитанным величинам 1K и 2K определить на графи-

ке, соответствующем заданной величине охлθ допустимое значение .м допt и

сравнить его с величиной мt , равной

м 1 2t t t= + , (1.8)

где 1t , 2t – интервалы времени, в течение которых максимальная нагрузка пре-

вышает номинальную и справедливо соотношение (1.4). Расчет превышений температуры в перегруженном трансформаторе мож-но провести с помощью графиков. На рис. 1.2 приведен упрощенный вариант графика из [2].

К2

1,8

1,6

1,4

1,2

1,0

К1

0

0,2

0,4

0,6

1,0

1,2

1,4

0,8

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

2

4

6

8

10

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

d = 5,0

d = 5,0

ϑ,°С

ϑ = 60°Сном

ϑ = 60°Сном

ϑ,°С

t = 1м

2

3

4

5

6 8

12

16 24

a

b

τ, ч

Рис. 1.2. К определению величины мϑ [1]

Указанный график позволяет определить превышение температуры верх-

них слоев масла над температурой окружающей среды мϑ , располагая такими

параметрами, как 1K , 2K , мt , τ , величиной допустимого превышения темпера-

162

туры масла в верхних слоях над температурой окружающей среды .м номϑ и от-

ношением d величины потерь короткого замыкания . .к зP к потерям холостого

хода . .х хP трансформатора.

В соответствии с [2]: – для масляных трансформаторов, герметизированных, или с расширите-

лем . 60м ном Сϑ = ° ;

– для трансформаторов с охлаждением М и Д 3чτ = ; – для трансформаторов с охлаждением 110 кВ в первом приближении можно принять

. .

. .

5,0к з

х х

Pd

P= ≈ .

В качестве примера на рис. 2 пунктиром показан порядок определения величи-

ны мϑ для следующих характеристических параметров:

0,481K = ; 1,262K = ; 6мt ч= .

Из точки 0,481K = левого графика (рис. 1.2) проводим горизонтальную

линию до пересечения с линией 5,0d = ; затем из точки пересечения опускаем

вертикальную линию до пересечения с линией . 60м ном Сϑ °= . Из полученной

точки проводим горизонтальную линию до пересечения с левой вертикальной границей среднего графика в точке « a ». Аналогичное построение выполняем

на правом графике: от шкалы 2K (точка 1, 262K = ) до точки « b » на правой

вертикальной границе среднего графика. Полученные точки « a » и « b » со-единяем прямой линией. Затем из точки 3чτ = (верхняя часть левой шкалы среднего графика) проводим горизонтальную линию до пересечения с линией

продолжительности перегрузки 6мt ч= ; из точки их пересечения опускаем

вертикаль на линию «а - b» и из новой точки пересечения проводим горизон-тальную линию к левой выделенной шкале среднего графика, по которой и оп-ределяем искомое значение превышения температуры:

75м Сϑ °= .

Максимальную температуру верхних слоев масла мθ определяем по формуле:

м охл мθ θ ϑ= + . (1.9)

Температура наиболее нагретой точки силового трансформатора:

163

. .ннт м м ннт мθ θ ϑ= + , (1.10)

где .ннт мϑ – превышение температуры наиболее нагретой точки над темпера-

турой верхних слоев масла.

Пример 1.1. Трансформатор с системой охлаждения Д установлен в ме-стности с эквивалентной температурой окружающей среды (для зимы)

10охл Сθ − °= . Нагрузка трансформатора в зимние сутки составляет 140% в те-

чение времени 31 чt = ; затем в течение времени 32 чt = держится на уровне

110%; на протяжении 83 чt = – на уровне 60% и остальное время – на уровне

40% номинальной.

Необходимо определить:

– допустимую продолжительность эквивалентной максимальной нагрузки и сравнить ее с заданной продолжительностью максимума; – максимальную температуру верхних слоев масла и наиболее нагретой точки обмотки. При этом номинальное значение превышения температуры наиболее на-гретой точки над температурой верхних слоев масла принять 20°С.

Решение. 1. По формуле (1.3) определяем значения эквивалентных нагру-зок двухступенчатого графика:

2 2

.

1, 4 3 1,1 3 1,96 3 1, 21 31, 26

3 3 3 3нэ м н нII I I

⋅ + ⋅ ⋅ + ⋅= ⋅ =

+ += ⋅ ⋅ ;

2 2

.

0,6 8 0, 4 (24 3 3 8)0, 482

24 3 3э н н нI I I

⋅ + ⋅ − − −=

− −= ⋅ ⋅ .

Проверка по (1.5) показывает, что величину .э мI не требует пересчета по фор-

муле (1.6). В соответствии с (1.1) и (1.2) значения коэффициентов эквивалентных нагру-зок:

. 0, 482э н

1н

IК

I= = ;

. 1, 26э м

2н

IК

I= = .

Фактическая продолжительность максимума, согласно (1.8), составляет

3 3 6м 1 2 чt t t += + = = .

164

Определим допустимую величину .м допt , соответствующую полученным выше

коэффициентам эквивалентных нагрузок – рис. 1.3.

Из построений на рис. 1.3 имеем . (18 20)м доп чt ÷= , что в три раза превы-

шает фактическую продолжительность максимума. Следовательно, заданный

условиями задачи режим перегрузки допустим.

0,2 0,4 0,6 0,80 К1

К2

1,8

1,6

1,4

1,2

2,0

4,06

8

24

12

1,26

0,48

Рис. 1.3. Определение .м допt по известным 1К и 2К .

По графику (рис. 1.2) определяем величину превышения температуры верхних слоев масла над температурой окружающей среды, исходя из сле-дующих данных:

. 60м ном Сϑ °= ; 3чτ = ; 5,0d = .

Последовательность действий подробно изложена выше. Получаем

75м Сϑ °= .

Температура верхних слоев масла мθ :

10 75 65м охл м Сθ θ ϑ − + °= + = = .

Температура наиболее нагретой точки силового трансформатора:

. . 65 20 85ннт м м ннт м Сθ θ ϑ + °= + = = .

Полученные значения мθ и .ннт мθ меньше предельно допустимых для режима

систематических перегрузок величин [2, 3]:

. . . 95м макс доп Сθ °= ;

165

. . 140ннт макс доп Сθ °= .

Полученные результаты подтверждают сделанный выше вывод о допустимости рассмотренного режима перегрузки трансформатора.

Задачи для самостоятельного решения (вариант задается преподавате-

лем):

Вариант Задание

1.1

Трансформатор с системой охлаждения Д установлен в местности с эквивалентной температу-

рой окружающей среды (для зимы) 0охл Сθ °= . Нагрузка трансформатора в зимние сутки

составляет 135% в течение времени 21 чt = ; в течение времени 42 чt = держится на уровне

120%; на протяжении 43 чt = – на уровне 105%; затем, в течение времени 64 чt = – на

уровне 70% и остальное время – на уровне 50% номинальной.


– допустимую продолжительность эквивалентной максимальной нагрузки и сравнить ее с за-

данной продолжительностью максимума;

– максимальную температуру верхних слоев масла и наиболее нагретой точки обмотки.

При этом номинальное значение превышения температуры наиболее нагретой точки над тем-

пературой верхних слоев масла принять 25°С.

1.2

Трансформатор с системой охлаждения М установлен в местности с эквивалентной температу-

рой окружающей среды (для зимы) 10охл Сθ − °= . Нагрузка трансформатора в зимние су-

тки составляет 120% в течение времени 21 чt = ; в течение времени 42 чt = держится на

уровне 110%; на протяжении 43 чt = – на уровне 100%; затем, в течение времени 64 чt =

– на уровне 60% и остальное время – на уровне 40% номинальной.




166




1.3

Трансформатор с системой охлаждения М установлен в местности с эквивалентной температу-











1.4


рой окружающей среды (для зимы) 10охл Сθ − °= . Нагрузка трансформатора в зимние су-

тки составляет 140% в течение времени 31 чt = ; в течение времени 32 чt = держится на

уровне 125%; на протяжении 43 чt = – на уровне 105%; затем, в течение времени 64 чt =

– на уровне 60% и остальное время – на уровне 40% номинальной.







1.5







167






Требования к отчету: отчет должен содержать решенную задачу. При сдаче зачета необходимо уметь давать пояснения по существу выполненного задания, а также показать знание предмета в объеме программы.

Контрольные вопросы:

1. Допускается ли перегрузка трансформаторов и автотрансформаторов? 2. В чем отличие аварийной и систематической перегрузки? 3. Что такое «тепловое старение изоляции трансформаторов»? 4. Поясните термины «температура наиболее нагретой точки трансфор-

матора» и «температура верхних слоев масла». 5. Что такое «превышение температуры»?

168

2. РАСЧЕТ ТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЕ ТРЕХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ДВУХ

ОБМОТКАХ ПРИ РАБОТЕ ТРЕТЬЕЙ ОБМОТКИ НА ВЫДЕЛЕН-НУЮ НАГРУЗКУ [1]

Цель практического занятия: Условия работы электрооборудования, либо требования, предъявляемые к схемам электроснабжения спецификой ре-жимов работы потребителей, порой обуславливают работу трехобмоточных трансформаторов на подстанциях в режиме, когда на одном напряжении обмот-ки двух трансформаторов работают параллельно, а на другом – раздельно, при отключенном секционном выключателе. В результате нагрузка распределяется между трансформаторами неодинаково. Цель занятия – на практических примерах освоить расчет распределения нагрузки между обмотками разного напряжения трехобмоточных трансформа-торов двухтрансформаторной подстанции в режиме отключения секционного выключателя на одной из ступеней напряжения на стороне потребителей и оценку допустимости такого режима. Порядок проведения практического занятия: В аудитории выполняется разбор теоретической части занятия и примера расчета. При работе над задачей, предназначенной для самостоятельного решения, может потребоваться допол-нительная информация, за которой следует обратиться к [1, 2].

Теоретическая часть. Раздельная работа трехобмоточных трансформа-торов на стороне низшего напряжения обусловлена необходимостью ограни-чения токов КЗ. На стороне среднего напряжения (где не требуется ограниче-ния токов) обмотки трансформаторов могут работать параллельно в целях повышения надежности и выравнивания загрузки трансформаторов – рис. 2.1.

Рис. 2.1. Принципиальная схема подстанции при раздельной работе на стороне

НН [1].

169

Решение задачи необходимо начинать с составления схемы замеще-ние подстанции. Каждый трансформатор представляется в виде упрощенной трехлучевой схемы замещения, в которой вместо относительных величин со-противления проставлены равные им численные значения относительных вели-чин напряжения КЗ (рис. 2.2) [1]. Напряжения КЗ отдельных лучей схемы замещения трансформатора оп-ределяются по заданным величинам напряжения КЗ между обмотками из вы-ражений (индекс трансформатора опущен):

( )0,51 12 13 23U U U U⋅= + −

( )0,52 12 23 13U U U U⋅= + − (2.1)

( )0,53 13 23 12U U U U⋅= + −

Рис. 2.2. Схема замещения подстанции при раздельной работе на стороне НН

[1]

Поскольку напряжения КЗ приведены к номинальной мощности соот-ветствующего трансформатора, перед расчетами их следует привести к единой

базовой мощности бS , в качестве которой рекомендуется принять наименьшую

из мощностей обмоток трансформаторов, по формуле:

б

прив.н

US

US

⋅= (2.2)

где нS – номинальная мощность соответствующего трансформатора.

170

Используя законы Кирхгофа, получаем следующую систему уравнений для четырех узлов и одного замкнутого контура рассматриваемой эквивалент-ной схемы (рис. 2.2) [1]:

( ) ( )1 22 2 2S SS = +

( ) ( )1 21 1 1S SS = +

( ) ( ) ( )1 1 11 2 3S S S= + (2.3)

( ) ( ) ( )2 2 21 2 3S S S= +

( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )1 1 1 1 2 2 2 21 1 2 2 1 1 2 2S U S U S U S U⋅ + ⋅ = ⋅ + ⋅

Из этой системы уравнений находим следующие формулы для иско-мых значений нагрузки работающих параллельно обмоток среднего напря-жения трансформаторов

( ) ( ) ( ) ( ) ( )

( )( ) ( )

2 2 2 1 11 2 12 3 1 3 1

2 1 212 12

S SS

S U U U

U U

⋅ + ⋅ − ⋅=

+

(2.4)

( ) ( ) ( ) ( ) ( )

( )( ) ( )

1 1 1 2 22 2 12 3 1 3 1

2 1 212 12

S SS

S U U U

U U

⋅ + ⋅ − ⋅=

+

Полученные значения ( )12S и ( )2

2S подставляем в (2.3) и определяем соответ-

ствующие значения ( )11S и ( )2

1S , то есть загрузку обмоток высшего напряже-

ния трансформаторов. Заключительным этапом решения задачи является сравнение полученных фактических нагрузок обмоток трансформаторов с за-данными номинальными мощностями этих обмоток.

Пример 2.1. Суммарная нагрузка работающих параллельно обмоток

среднего напряжения 82S = МВА.

Нагрузка работающих раздельно обмоток низшего напряжения транс-

форматоров 1 и 2, соответственно: ( )5

13S = МВА, ( )

82

3S = МВА.

Характеристики трансформаторов приведены в таблице:

Трансформатор Мощность,

МВА Мощность обмоток, %

Напряжение короткого замыкания, %

( )1S ВН СН НН ( )112U ( )1

13U ( )123U

Т1 20 100 100 100 10,5 17 6

( )2S ВН СН НН ( )212U ( )2

13U ( )223U

Т2 20 100 67 67 10,5 6 17

171

Номинальные напряжения обмоток трансформаторов одинаковы. Необходимо определить: Нагрузки на стороне среднего и высшего напряжения каждого из трансформаторов и сравнить их с номинальными мощностями обмоток трансформаторов. Активные сопротивления и потери не учитывать.

Решение: В качестве базисной мощности принимается мощность об-

моток среднего и низшего напряжения второго трансформатора ( )2СНS и ( )2

ННS

соответственно:

( ) ( ) ( ) 0,67 20 0,67 13, 42 2 2б СН ННS S S S = == = = ⋅ ⋅ МВА

В соответствии с (2.2) определяются приведенные значения напряже-ний КЗ

( ) ( )

( )

13, 410,5 9,1

20

1 1 б12прив. 12 1

SU U

S== ⋅ = ⋅ %

( ) ( )

( )

13, 417 11,6

20

1 1 б13прив. 13 1

SU U

S== ⋅ = ⋅ %

( ) ( )

( )

13, 46 4,0

20

1 1 б23прив. 23 1

SU U

S== ⋅ = ⋅ %

( ) ( )

( )

13,410,5 9,1

20

2 2 б12прив. 12 2

SU U

S== ⋅ = ⋅ %

( ) ( )

( )

13, 46 4,0

20

2 2 б13прив. 13 2

SU U

S== ⋅ = ⋅ %

( ) ( )

( )

13, 417 11,6

20

2 2 б23прив. 23 2

SU U

S== ⋅ = ⋅ %

Далее по тексту индексы «прив» опускаются. Используя выражение (2.1), определяем

( ) ( )( ) ( ) ( ) ( )0,5 0,5 9,1 11,6 4,0 8,41 1 1 11 12 13 23U U U U⋅ ⋅ == + − = + − %

( ) ( )( ) ( ) ( ) ( )0,5 0,5 9,1 4,0 11,6 0,81 1 1 12 12 23 13U U U U⋅ ⋅ == + − = + − %

( ) ( )( ) ( ) ( ) ( )0,5 0,5 11,6 4,0 9,1 3,31 1 1 13 13 23 12U U U U⋅ ⋅ == + − = + − %

( ) ( )( ) ( ) ( ) ( )0,5 0,5 9,1 4,0 11,6 0,82 2 2 21 12 13 23U U U U⋅ ⋅ == + − = + − %

( ) ( )( ) ( ) ( ) ( )0,5 0,5 9,1 11,6 4,0 8,42 2 2 22 12 13 23U U U U⋅ ⋅ == + − = + − %

172

( ) ( )( ) ( ) ( ) ( )0,5 0,5 4,0 11,6 9,1 3,32 2 2 23 12 13 23U U U U⋅ ⋅ == + − = + − %

По (2.4) можно определить нагрузки обмоток среднего напряжения трансформаторов:

( ) ( ) ( ) ( ) ( )( )

( ) ( )

8 9,1 8 0,8 5 8, 4

9,1 9,1

2 2 2 1 11 2 12 3 1 3 1

2 1 212 12

S SS

S U U U

U U=

⋅ + ⋅ − ⋅ ⋅ + ⋅ − ⋅= =

+ +

72,8 6, 4 42

2,018, 2

=+ −

= МВА;

( ) ( ) ( ) ( ) ( )( )

( ) ( )

8 9,1 5 8, 4 8 0,8

9,1 9,1

1 1 1 2 22 2 12 3 1 3 1

2 1 212 12

S SS

S U U U

U U=

⋅ + ⋅ − ⋅ ⋅ + ⋅ − ⋅= =

+ +

72,8 42 6,4

6,018, 2

=+ −

= МВА;

По (2.3) нагрузка обмоток высшего напряжения трансформаторов состав-ляет:

( ) ( ) ( ) 2,0 5,0 7,01 1 11 2 3S S S + == + = МВА;

( ) ( ) ( ) 6,0 8,0 14,02 2 21 2 3S S S + == + = МВА.

Относительная загрузка обмоток трансформатора (в долях номинальной мощности соответствующей обмотки) составляет:

- для первого трансформатора:

( )

( )

7,00,35

20,0

11

1

S

S= = ;

( )

( )

2,00,10

20,0

121

СН

S

S= = ;

( )

( )

5,00, 25

20,0

131

НН

S

S= = ;

- для второго трансформатора:

( )

( )

14,00,70

20,0

21

2

S

S= = ;

( )

( )

6,00,45

13, 4

22

2СН

S

S= = ;

( )

( )

8,00,60

13,4

232

НН

S

S= = .

Таким образом ни одна обмотка трансформаторов не загружается выше номинала.


лем)


173

2.1

Суммарная нагрузка работающих параллельно обмоток среднего

напряжения 62S = МВА.

Нагрузка работающих раздельно обмоток низшего напряже-

ния трансформаторов 1 и 2, соответственно: ( )4

13S = МВА, ( )

62

3S =

МВА.



МВА

Мощность об-

моток, %

Напряжение ко-

роткого замыка-

ния, %

( )1S ВН СН НН ( )112U ( )1

13U ( )123U

Т1 16 100 100 100 10,5 17 6

( )2S ВН СН НН ( )212U ( )2

13U ( )223U

Т2 16 100 100 100 10,5 17 6

Номинальные напряжения обмоток трансформаторов одина-

ковы.


Нагрузки на стороне среднего и высшего напряжения ка-

ждого из трансформаторов и сравнить их с номинальными

мощностями обмоток трансформаторов. Активные сопротивления

и потери не учитывать.

2.2





13S = МВА, ( )

62

3S =

МВА.


174


МВА


моток, %



ния, %

( )1S ВН СН НН ( )112U ( )1

13U ( )123U

Т1 25 100 100 100 10,5 17,5 6,5

( )2S ВН СН НН ( )212U ( )2

13U ( )223U

Т2 25 100 67 67 10,5 17,5 6,5


ковы.






2.3





13S = МВА,

( )10

23S = МВА.



МВА


моток, %



ния, %

( )1S ВН СН НН ( )112U ( )1

13U ( )123U

Т1 40 100 100 100 10,5 17 6

( )2S ВН СН НН ( )212U ( )2

13U ( )223U

Т2 40 100 100 100 17 10,5 6

175


ковы.






:



1. По какой причине может потребоваться раздельная работа обмоток двух трансформаторов на одном из напряжений на стороне потребите-лей?

2. Как проверить допустимость загрузки каждой из обмоток силового трехобмоточного трансформатора в таком режиме?

3. Возможен ли подобный режим на подстанциях с двухобмоточными трансформаторами?

176

3. НАГРЕВ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА ПРИ НОРМАЛЬНОЙ РА-БОТЕ [4]

Цель практического занятия: В течение всего срока службы силовой трансформатор работает в переходных тепловых режимах, изменение которых, обусловленное как нагрузкой, так и атмосферными воздействиями, предсказать практически невозможно. Цель занятия – разобраться, что собой представляет диаграмма распреде-ления температур в трансформаторе и как меняются эти диаграммы для раз-личных систем охлаждения силового трансформатора. Порядок проведения практического занятия: В аудитории выполняется подробный разбор теоретической части занятия.

Теоретическая часть. По действующим стандартам под превышением температуры какой-либо части трансформатора подразумевается разность тем-ператур этой части и охлаждающей среды. Допустимые превышения темпера-туры активных частей во многом влияют на внутреннее устройство, размеры, стоимость, нагрузочную способность и режимы эксплуатации трансформатора. Наибольшая допустимая длительная нагрузка трансформатора зависит от номинальной мощности, являющейся гарантируемым параметром, темпера-туры охлаждающей среды и от того, желает или не желает эксплуатирующее предприятие замедлить старение изоляционных материалов, сильно зависящее от температуры и длительности ее действия. Наибольшая допустимая кратковременная нагрузка и ее длительность, кроме указанных выше факторов, зависят также от конструктивных особенно-стей трансформатора, его тепловой постоянной времени и предшествующей на-грузки. При расчете трансформаторов и их систем охлаждения рассчитывается много превышений и перепадов температуры. Используемые обозначения по-ясняются на рис. 3.1 и в табл. 3.1. На рис. 3.1 в системе координат ϑ – темпера-тура и H – высота, показаны температуры, превышения и перепады темпера-туры для частей трансформатора с естественной циркуляцией масла. Продолжительное воздействие тепла, влаги, кислорода вызывает старе-ние изоляционных материалов трансформатора и, прежде всего, тех, основой которых является целлюлоза.

177

Рис. 3.1. Диаграмма распределения температур в трансформаторе с естест-

венной циркуляцией масла (принятые обозначения сведены в табл. 3.1.) [4].

Процесс старения ведет к изменению исходных электрических, механи-ческих и химических свойств материала. Степень снижения электрической прочности, вызванная процессом старения, невелика. Однако возникающие из-менения механических характеристик изоляционных материалов (прочности на разрыв, числа выдерживаемых перегибов) делают трансформатор чувстви-тельным к возникающим при коротком замыкании перемещениям проводни-ков, и в трансформаторе с состарившейся изоляцией легко может возникнуть витковое замыкание. Степень снижения предела прочности при растяжении по сравнению с исходным его значением является существенной уже после отно-сительно непродолжительного времени старения. В отношении химических свойств самым существенным является изменение степени полимеризации, т.е. изменение, возникающее по длине молекулярных цепей изоляционного мате-риала. Накопленные в течение десятилетий результаты лабораторных исследо-ваний показывают, что у изоляционных материалов однозначно определяемой опасной температурной границы нет, а существует только экспоненциальная

178

зависимость между степенью старения, температурой и длительностью ее дей-ствия.

Таблица 3.1.

Обозначения, принятые на ϑ – H диаграмме распределения температур сило-

вого трансформатора

179

Исходя из этого экспериментально установленного закона и принимая во внимание срок амортизации и морального износа трансформатора, можно оп-ределить температурную границу, при которой для данной скорости старения еще обеспечивается экономически оправданный срок службы [4]. Фактором, ускоряющим процесс старения, является увлажнение. Влага, находящаяся в трансформаторе, имеет три источника. Это влага, не удаленная в процессе сушки; влага, проникающая через негерметичные уплотнения и рас-ширитель, и влага, возникающая, как побочный продукт, в процессе окисления масла. Кислород проникает в трансформатор через расширитель и через плохо герметизированные уплотнения контура охлаждения в местах пониженного по сравнению с атмосферным давления. Срок службы Время, по истечении которого изоляционный материал приходит в не-годность, называется его сроком службы. Согласно закону Аррениуса срок службы E (лет) любого изоляционного материала определяется выражением [4]:

B

ATE C e

−= ⋅ (3.1)

где C – 1 год; A и B – постоянные, устанавливаемые экспериментально для изучаемого материала ( A – безразмерная величина, B измеряется в Кельви-нах); T – термодинамическая температура, ºК. Для диапазона температур 80–140°С, имеющих место в трансформаторе, для определения срока службы справедлива формула Монтзингера

pE D e ϑ−= ⋅ (3.2)

где p – постоянная, °С-1; ϑ – температура, ºС; D – постоянная, лет.

В рекомендациях МЭК по нагрузочной способности значение постоянной p , необходимое для определения срока службы, не указано, так как оно не

могло быть согласовано из-за расхождения во мнениях по физическим свойст-вам изношенного изоляционного материала. Износ изоляции Существует единое мнение о том, что в диапазоне температур от 80 до 140°С каждые 6°С прироста температуры ϑ вызывают сокращение срока службы изоляции вдвое, т. е. износ удваивается. Это означает, что если в диапа-

180

зоне 80–140°С температуре ϑ соответствует срок службы E , то для темпера-туры 6ϑ + °С срок службы составит 0,5 E [4], т. е.

( 6)0,5 pE D e ϑ− += ⋅ (3.3)

Разделив (3.2) на (3.3), можно вычислить постоянную p:

62 pe=

10,1155p C−= ° (3.4)

Относительный износ изоляции

Если в качестве базовой выбрана такая температура aϑ (°С), для которой

срок службы принимается нормальным, то этот срок может быть отнесен к сро-ку службы, соответствующему любой другой температуре ϑ °С. Это безраз-мерное отношение, называемое относительным износом изоляции, обозначим через ξ .

Используя формулу Монтзингера, находим [4]:

0,1155

0,1155( )

0,1155

a

aD e

eD e

ϑϑ ϑ

ϑξ−

−−

⋅= =

⋅ (3.5)

Пусть 98a Cϑ = ° . Эта температура соответствует температуре наиболее

нагретой точки трансформатора cϑ при температуре охлаждающей среды

20l Cϑ = ° , превышении средней температуры обмотки 65m Cϑ∆ = ° , осевом

перепаде температуры масла в обмотке 0 22t Cϑ∆ = ° и разности температуры

наиболее нагретой точки и средней температуры верхней (наиболее нагретой) катушки 2 C° :

0 222 20 65 2 98

2 2t

a l m Cϑ

ϑ ϑ ϑ∆

= + ∆ + + = + + + = °

Цифровая диаграмма распределения температур масла и обмотки в трансформаторе с естественной циркуляцией масла при нормальном износе изоляции приведена на рис. 3.2. Принято, что трансформатор с температурой наиболее нагретой точки, равной 98°С, стареет нормально. Срок службы в этом случае составляет не-сколько десятков лет. Естественно, за это время трансформатор может прийти в

181

негодность по другим причинам или стать морально устаревшим, что потребует его замены.

Рис. 3.2. Цифровая диаграмма распределения температур масло и обмотки в

трансформаторе с естественной циркуляцией масла [4].

Если принять, что 98a Cϑ = ° , то получим окончательную формулу для

расчета относительного износа изоляции ξ при неизменной температуре ϑ :

0,1155( 98)e ϑξ −= (3.6)

Зависимость относительного износа изоляции ξ от температуры наиболее на-

гретой точки трансформатора cϑ приведена на рис. 3.3. С ее помощью можно

оценить, например, как меняется суточный износ изоляции в различных режи-мах работы трансформатора.

Пример 3.1. Температура наиболее нагретой точки обмотки в течение од-них летних суток составляет: 98°С – в течение 12 ч, 104°С – в течение 8 ч и 116 – в течение 4 ч.

Необходимо определить относительный суточный износ изоляции.

Решение: используя данные рис. 3.3., получаем:

12 1 8 2 4 8

2,524

ξ⋅ + ⋅ + ⋅

= =

182

Очевидно, что одни сутки такой эксплуатации вызывают износ изоляции в 2,5 раза больше нормального.

Рис. 3.3. Зависимость относительного износа изоляции от температуры наи-более нагретой точки трансформатора

Продолжительность эксплуатации при постоянной температуре наи-более нагретой точки, приводящая к сокращению срока службы на одни сутки Пусть трансформатор в пределах 24 ч должен эксплуатироваться в тече-

ние времени ct при температуре наиболее нагретой точки cϑ , существенно пре-

вышающей 98°С, а в течение времени 24 ct− эта температура значительно

меньше 98°С. Тогда значение ct , ч., которое обеспечило бы суточный износ

изоляции, равный нормальному износу, может быть найдено по формуле [4]:

24

ct ξ= (3.7)

183

Пример 3.2. Нагрузка трансформатора такова, что в течение большей части суток температура наиболее нагретой точки не превышает 80°С, а в пери-од пика нагрузки, продолжающегося несколько часов, необходимо допустить нагрузку, при которой температура наиболее нагретой точки будет равна 122°С. Требуется определить, какая должна быть продолжительность пиковой нагруз-ки, чтобы износ изоляции за одни сутки не был больше нормального износа (при номинальной нагрузке). Из таблицы находим значение ξ , соответствую-

щее 122c Cϑ = ° (ξ = 16).

Тогда

24 24

1,5 .16ct ÷

ξ= = =

Естественно, что если принять во внимание тепловую постоянную време-ни трансформатора, то фактически пиковая нагрузка может длиться более 1,5 ч. При работе с температурой наиболее нагретой точки ниже 80°С относительный износ изоляции можно принять равным нулю. Эквивалентная температура охлаждающей среды Если при неизменной нагрузке в течение времени t температура охлаж-

дающей среды lϑ резко изменяется, то температура наиболее нагретой точки

cϑ также изменяется, хотя и с некоторым запаздыванием, обусловленным теп-

ловой постоянной времени трансформатора. В таких случаях при определении

cϑ необходимо исходить из эквивалентной температуры охлаждающей среды

lsϑ (а не из среднеарифметической температуры), взятой за некоторый проме-

жуток времени. Эквивалентная температура охлаждающей среды определяется исходя из следующих допущений: – срок службы трансформатора зависит только от температуры наиболее

нагретой точки cϑ ;

– изменение температуры охлаждающей среды влияет на изменение тем-пературы наиболее нагретой точки таким же образом, как изменение нагрузки; – прирост температуры охлаждающей среды на 6°С уменьшает срок службы изоляции вдвое, т. е. в такой же степени, как при возрастании темпера-туры на 6°С из-за увеличения нагрузки.

184

Под эквивалентной температурой охлаждающей среды lsϑ подразу-

мевается неизменная температура охлаждающей среды, при которой за время t имеет место такой же износ изоляции трансформатора, как при изменяющейся

температуре охлаждающей среды ( )l tϑ . В этом случае справедливо уравнение

[4]:

0,1155 0,1155 ( )

0

ls l

ttt e t e dtϑ ϑ⋅ = ⋅∫ (3.8)

Логарифмируя правую и левую части этого уравнения, находим:

0,1155 ( )

0

ln ln

0,1155

l

tt

ls

e dt tϑ

ϑ

−

=∫

(3.9)

Разделим интервал времени t на n равных промежутков, тогда инте-грал можно заменить суммой. После преобразований получим следующую формулу для определения эквивалентной температуры охлаждающей среды [4]:

0,1155

1

18,65 lnls

li

i

n

en

ϑϑ=

= ⋅

∑ (3.10)

В отечественной практике применяется следующее выражение для экви-валентной температуры охлаждающей среды тождественное вышеприведенной формуле (3.10):

6

1

120 ln 2ls

li

i

n

nϑϑ

=

= ⋅

∑ (3.11)

Пример 3.3. Пусть в пределах года имеют место следующие среднеме-сячные температуры воздуха:

1 30l Cϑ = ° в течение 2 мес; 2 20l Cϑ = ° в течение 6 мес;

3 10l Cϑ = ° в течение 2 мес; 4 0l Cϑ = ° в течение 2 мес;

Среднегодовая температура воздуха (среднеарифметическая):

30 2 20 6 10 2 0 2

16,6712lk Cϑ

⋅ + ⋅ + ⋅ + ⋅= = ° .

Эквивалентная годовая температура воздуха

185

0,1155 30 0,1155 20 0,115510 0,1155 018,65 ln (2 6 2 2 20,8

12ls e e e e Cϑ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅ + ⋅ + ⋅ + ⋅ = °

.

Как следует из расчета, эквивалентная годовая температура воздуха на 4,13°С больше среднегодовой.

Виды охлаждения [4] Циркуляция масла в контуре охлаждения осуществляется за счет грави-тационных сил. Выделяющиеся в активной части потери путем конвективного теплообмена (теплоотдачи) передаются окружающему активную часть маслу. Масло под действием воспринятых им потерь нагревается и его плот-ность уменьшается, в связи с чем оно в зоне активных частей устремляется вверх, а вместо переместившегося нагретого масла снизу поступает холодное. Нагретое масло отдает свое тепло более холодным стенкам радиаторов, темпе-ратура масла падает, его плотность увеличивается и оно устремляется вниз. В радиаторах возникает поток масла, двигающийся вниз, т. е. в направлении, про-тивоположном направлению его движения в активной части. Циркуляция воздуха в радиаторах возникает либо естественным путем из-за уменьшения плотности нагретого воздуха, либо создается с помощью вентиляторов. В первом случае охлаждение происходит при естественной (рис. 3.4, 3.5), во втором – при принудительной циркуляции воздуха (рис. 3.6).

Рис. 3.4. Охлаждение при естественной циркуляции масла и воздуха [4].

Физический процесс, происходящий при естественной циркуляции масла и воздуха, представлен на рис. 3.4 в системе координат ϑ – H . Поддерживаю-

186

щая циркуляцию подъемная сила пропорциональна площади, охваченной кон-туром ABCDA. В точке А масло попадает в обмотку, нагревается, движется вверх и в точке В выходит из обмотки. На пути движения от точки В до точки С, т. е. до входа в радиатор, температура масла несколько падает, что обусловлено тепло-отдачей крышки и верхней части стенки бака. Между точками С и D в радиато-рах масло охлаждается и движется вниз. Охлажденное масло перемещается от точки D до точки А и процесс повторяется.

Рис. 3.5. Схема естественного масляного охлаждения трансформатора

при высоко поднятых радиаторах. Высокое расположение радиатора, как это показано на рис. 3.5, по срав-нению с низким его расположением увеличивает при одинаковых потерях воз-никающую при охлаждении подъемную силу. Скорость движения масла в кон-туре охлаждения возрастет.

187

Рис. 3.6. Охлаждение при естественной циркуляции масла и принуди-тельной циркуляции воздуха

Вентиляторы, установленные под радиаторами, нагнетают воздух в кана-лы между секциями радиаторов (рис. 3.6). Увеличение скорости движения воз-духа увеличивает коэффициент теплоотдачи радиатора со стороны воздуха, благодаря чему отвод тех же потерь будет происходить при меньшем, чем при естественной циркуляции, перепаде температуры со стороны воздуха. Увели-чение коэффициента теплоотдачи радиатора со стороны воздуха при тех же по-терях, отводимых радиатором, приводит к более быстрому, чем при естествен-ной циркуляции воздуха, охлаждению масла в трубах и участок кривой С–D становится более выпуклым. При переходе с естественной на принудительную циркуляцию воздуха теплосъем радиатора увеличивается в 2,6 раза.

188

Рис. 3.7. Охлаждение при принудительной циркуляции масла и принудительной циркуляции воздуха

Вместо дорогих, требующих много места радиаторных батарей для трансформаторов большой мощности применяются более выгодные малогаба-ритные теплообменники, называемые охладителями. Для получения в этих ох-ладителях большого коэффициента теплоотдачи со стороны масла необходимо увеличить скорость масла. Для увеличения скорости масла и преодоления гид-равлического сопротивления охладителя в контур охлаждения включаются на-сосы. При этом внутри обмотки практически сохраняется естественная цирку-ляция масла, а скорость движения масла в обмотке определяется гравитацион-ной подъемной силой и гидравлическим сопротивлением трению. Включение насоса влияет главным образом на работу охладителя. Для лучшего понимания вопроса обратимся к рис. 3.7. Включение насоса мало влияет на процесс теплоотдачи в обмотке. Для этого вида охлаждения характерным является то, что нагретое в обмотке и движущееся по пути а масло перемешивается с маслом, движущимся по па-раллельному пути b вдоль высоты бака. Из-за перемешивания непосредствен-ное измерение температуры выходящего из обмотки нагретого масла затрудне-но и термодатчиками, размещенными под крышкой, измеряется температура перемешанного масла. Из-за перемешивания в охладители поступает уже несколько охлажден-ное масло и, таким образом, температура масла на входе в охладитель меньше, чем наибольшая температура масла в обмотке. Перемешивание масла приводит также к тому, что при одних и тех же потерях насосом приходится перекачи-вать больше масла с пониженной температурой, чем это требовалось бы при отсутствии перемешивания. Поскольку скорость масла в обмотке мало отлича-ется от скорости при естественной циркуляции, поверхностная плотность теп-лового потока обмотки не должна быть большей, чем при естественной цирку-ляции. Преимуществом применения охладителей с принудительной циркуляци-ей масла является то, что они занимают мало места, имеют меньшую удельную стоимость и могут быть размещены на любой высоте.

189

Рис. 3.8. Охлаждение при направленной циркуляции масла и принудительной циркуляции воздуха

Если через активную часть трансформатора пропускать все циркулирую-щее в системе охлаждения масло, т. е. ликвидировать параллельный путь b, по-казанный на рис. 3.7, то придем к системе охлаждения с направленной цирку-ляцией масла – рис. 3.8. В этом случае насосы перекачивают не только масло, нагревающееся потерями активной части, но и масло, утекающее через неплот-ности контура направленной циркуляции. При правильном расчете в охлади-тель поступает масло с температурой, практически равной наибольшей темпе-ратуре масла в активной части. У поверхностей теплоотдачи элементов активной части скорость масла увеличится, в связи с чем возрастет их коэффициент теплоотдачи и уменьшится перепад температуры между поверхностью и маслом, что позволяет увеличить поверхностную плотность теплового потока, не переходя допустимого значения для превышения средней температуры обмотки.

Требования к отчету: По заданию преподавателя в отчете приводится описание принципиальной схемы и диаграмма распределения температур для одной из систем охлаждения силового трансформатора. При сдаче зачета необ-ходимо уметь давать пояснения по существу выполненного задания, а также показать знание предмета в объеме программы.


1. Что такое «шестиградусное правило»? 2. Как действует теплообменник на основе термосифона? 3. Чем определяется подъемная сила, действующая на масло?

190

4. Почему при ненаправленной принудительной циркуляции масла возника-ет погрешность при оценке теплового состояния трансформатора?

191

4. НАГРЕВ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА В РЕЖИМЕ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ [4]

Цель практического занятия: В режиме короткого замыкания, в силу быстротечности переходного режима, передачи теплоты от нагревающейся об-мотки к маслу практически не происходит. Цель работы – освоить методику определения изменения температуры обмотки за время протекания по обмотке сверхтока. Порядок проведения практического занятия: В аудитории выполняется разбор теоретической части занятия и примера расчета. При работе над задачей, предназначенной для самостоятельного решения, может потребоваться допол-нительная информация, за которой следует обратиться к [4].

Теоретическая часть. При коротком замыкании трансформатора выде-ляющиеся в обмотке потери от тока короткого замыкания увеличивают количе-ство теплоты, содержащееся в проводах и витковой изоляции. Из-за кратковре-менности процесса (около 1 с) теплота маслу практически не передается. После прекращения короткого замыкания начинается процесс охлаждения и за время, равное нескольким постоянным времени, обмотка опять принимает температу-ру, имевшую место при нормальной нагрузке.

Все выделяющиеся в проводнике длиной l потери ввиду отсутствия те-плоотдачи к маслу идут на увеличение количества теплоты, содержащегося в проводах и изоляции. Уравнение для изменения средней температуры обмотки за время короткого замыкания имеет следующий вид [4]:

12 275 75( 235) 960 960 ( 235)t a

ta taeϑ ϑ τ τ ϑ ∆ = ⋅ + + ⋅ − ⋅ − + =

1

2

275 75

23531 ( 235)

31t a ta

taeϑ

τ τ ϑ + = ⋅ ⋅ + − − +

, (4.1)

где taϑ – исходная средняя температура обмотки;

75τ – относительные потери от вихревых токов в процентах основных по-

терь при 75°С; t – время существования короткого замыкания.

Показатель степени величины 12t ae для меди при учете теплоемкости изоляции равен:

192

2

81

2 1

2,55 0,685 10

t Jt

a ψ = ⋅ ⋅ + ⋅

, (4.2)

Если теплоемкостью изоляции пренебречь, то

2

81

20,392

10

t Jt

a = ⋅ ⋅

, (4.3)

Показатель степени величины 12t ae для алюминия при учете теплоемко-сти изоляции равен:

2

81

2 1

1,115 0,413 10

t Jt

a ψ = ⋅ ⋅ + ⋅

, (4.4)

Если теплоемкостью изоляции пренебречь, то

2

81

20,897

10

t Jt

a = ⋅ ⋅

, (4.5)

В формулах (4.2) – (4.5): J – плотность тока при коротком замыкании, А/м2 ; ψ – отношение площади поперечного сечения изоляции проводника к

площади поперечного сечения проводника.

Пример 4.1. Трансформатор имеет напряжение короткого замыкания

10%ku = ; при номинальной нагрузке плотность тока 3,5J ′ = А/мм2. В мо-

мент короткого замыкания средняя температура обмотки 85ta Cϑ = ° , а относи-

тельные потери от вихревых токов 75 15%τ = . Теплоемкость изоляции про-

водников не учитывать. Обмотка изготовлена из меди.

Необходимо определить изменение температуры обмотки ϑ∆ за 3t = с при трехфазном коротком замыкании и бесконечной мощности сети.

Решение: плотность тока при коротком замыкании:

2 6 6 2100 100

3,5 10 35 1010k

J J A м A мu

′ = ⋅ = ⋅ ⋅ = ⋅ .

193

Показатель степени величины 12t ae для меди при неучете теплоемкости изоляции равен:

22 6

8 81

2 35 100,392 0,392 3 0,145

10 10

t Jt

a

⋅ = ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅ =

.

Изменение температуры обмотки:

1

2

275 75

23531 ( 235)

31t a ta

taeϑ

ϑ τ τ ϑ + ∆ = ⋅ ⋅ + − − + =

20,145 85 235

31 15 15 (85 235) 2831

e C + = ⋅ ⋅ + − − + = °

.

Таким образом, в момент прекращения короткого замыкания средняя температура обмотки равна 85+28= 113°С.

Пример 4.2. Трехфазный автотрансформатор мощностью 250 МВ*А, на-

пряжением 400/132 кВ с напряжением короткого замыкания 12%ku = , под-

соединен со стороны 400 кВ к сети с мощностью короткого замыкания 20 000 МВ*А. Средняя температура обмотки при нагрузке, равной 150% поминальной, составляет 130°С. При этой нагрузке на вводах трансформатора со стороны 132 кВ возникает трехфазное короткое замыкание, продолжающееся 2 с. Обмотка напряжением 400 кВ намотана из проводников с размерами, указанными на рис. 4.1.

Рис. 4.1. Размеры проводника и изоляции обмотки 400 кВ [4].

194

Необходимо определить: какой будет температура обмотки в момент отключения короткого замыкания.

Решение: полное реактивное сопротивление схемы до места короткого замыкания с учетом реактивного сопротивления сети составит:

100% 250 100%

12% 13,25%20000

Tk k

K

Su u

S

⋅ ⋅′ = + = + = .

Плотность тока обмотки 400 кВ при нагрузке 250 МВА: 3,3J ′ = А/мм2.

Плотность тока при коротком замыкании:

2 6 6 2100 100

3,3 10 24,9 1013,25k

J J A м A мu

′ = ⋅ = ⋅ ⋅ = ⋅ ′.

Относительные потери от вихревых токов 75 16%τ = .

По данным рис. 4.1. площадь сечения изоляции:

6 6 21 (2 7,2 3,8 ) 10 26,3 10sA мπ − − = ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅ = ⋅ ,

Площадь сечения меди:

2 6 6 21 (7,2 2,8 1,4 ) 10 26,33 10rA мπ − − = ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅ = ⋅ ,

Следовательно

6

6

26,3 101

26,33 10s

r

A

Aψ

−

−

⋅= = ≈

⋅,

22 6

8 81

1 24,9 102 0,0383

2,55 0,685 10 2,55 0,685 1 10

2 1t Jt

a ψ⋅

+ + ⋅

= ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅ = ⋅ .

Увеличение средней температуры обмотки

1

2

275 75

23531 ( 235)

31t a ta

taeϑ

ϑ τ τ ϑ + ∆ = ⋅ ⋅ + − − + =

20,0383 130 235

31 16 16 (130 235) 831

e C + = ⋅ ⋅ + − − + = °

.

195

Средняя температура обмотки в конце короткого замыкания: 130+8= 138°С.

Задачи для самостоятельного решения (вариант задается преподавате-лем):


4.1

Определить изменение средней температуры обмотки трансформа-

тора на подстанции «Тында» при КЗ, вид и место которого согласо-

ваны с преподавателем, для случаев:

- срабатывания штатной защиты трансформатора;

- отключения трансформатора резервной защитой;

- отказа выключателя и действии УРОВ.

Дополнительные данные для расчета:

- средняя температура обмотки трансформатора в момент КЗ:

780С;

- относительные потери от вихревых токов: 12 %.

4.2


тора на подстанции «Завитая» при КЗ, вид и место которого согла-

сованы с преподавателем, для случаев:






800С;


4.3 Определить изменение средней температуры обмотки трансформа-

196

тора на подстанции «Призейская» при КЗ, вид и место которого со-

гласованы с преподавателем, для случаев:






820С;


4.4


тора на подстанции «Светлая» при КЗ, вид и место которого согла-







860С;


4.5


тора на подстанции «Талали» при КЗ, вид и место которого согла-







800С;


197

Требования к отчету: отчет должен содержать решенную задачу. При сдаче зачета необходимо уметь давать пояснения по существу выполненного задания, а также показать знание предмета в объеме программы. Контрольные вопросы:

1. Почему в режиме короткого замыкания не учитывается отвод тепла маслом от обмотки?

2. Поясните, что означает термин «средняя температура обмотки»? 3. Что такое «тепловая постоянная времени» обмотки?

198

5. РАСЧЕТ УРАВНИТЕЛЬНОЙ МОЩНОСТИ И ЗАГРУЗКИ ПРИ ПА-РАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ, ОТЛИЧАЮЩИХСЯ

НОМИНАЛЬНЫМИ ПАРАМЕТРАМИ [1]

Цель практического занятия: Параллельная работа трансформаторов возможна при выполнении известных условий [1 – 3, 6]. Если хотя бы одно из условий не соблюдается, то в контуре, образованном обмотками обоих транс-форматоров, протекает уравнительный ток, изменяющий нагрузку каждого трансформатора. Цель занятия – на практических примерах освоить расчет распределения нагрузки между параллельно работающими трансформаторами, у которых раз-личны номинальные параметры. Порядок проведения практического занятия: В аудитории выполняется разбор теоретической части занятия и примера расчета. При работе над задачей, предназначенной для самостоятельного решения, может потребоваться допол-нительная информация, за которой следует обратиться к [1].

Теоретическая часть. При параллельной работе двухобмоточных трансформаторов всегда должно соблюдаться равенство напряжений КЗ и ко-эффициентов трансформации. В этом случае уравнительный ток (мощность) в замкнутом контуре, образованном параллельно включенными трансформато-рами, не возникает и распределение между трансформаторами общей на-грузки происходит пропорционально их сопротивлениям, то есть пропор-ционально их мощностям. Кроме того, трансформаторы должны иметь тож-дественные группы соединения обмоток. Не рекомендуется включать параллельно трансформаторы, отличаю-щиеся по мощности более чем в три раза. Фактически напряжения КЗ даже в трансформаторах с одинаковыми номинальными данными заметно отлича-ются (допуск по [2] составляет ±10 %); помимо этого в ряде случаев на под-станциях установлены трансформаторы, отличающиеся по своим характери-стикам. Иногда неравенство коэффициентов трансформации создается умышленно путем соответствующего подбора положений переключателя для того, чтобы использовать уравнительный ток желаемой величины для проверки релейной защиты или для прогрева трансформатора перед испыта-ниями его изоляции и т.д. Для определения уравнительного тока используется упрощенная схема замещения i-го трансформатора индуктивным сопротивлением

199

100

2кi i

ii

U Uх

S⋅≈ , (5.1)

где кiU – напряжение КЗ i-го трансформатора; iU , iS – соответственно но-

минальное напряжение и мощность i-го трансформатора. При постановке двух трансформаторов, отличающихся коэффициентами трансформации, под на-пряжение со стороны первичных обмоток, обнаруживается, что их вторичные напряжения отличаются на величину

1 2U U U∆ = − , (5.2)

где 1U , 2U – вторичные напряжения соответственно первого и второго транс-

форматоров. Если оба указанных трансформатора включить параллельно, то напряже-ние U∆ будет приложено к последовательно соединенным сопротивлениям

1х и 2х первого и второго трансформатора соответственно (рис. 5.1).

х1

х2

Iур

∆U

Рис. 5.1.

Величина уравнительного тока урI связана с напряжением U∆ соотно-

шением:

ур1 2

UI

х х

∆=

+, (5.3)

а уравнительная мощность равна

1 2ур ур 1 2

1 2

U US I U U

х х=

−= ⋅ ⋅

+, (5.4)

Подставляя в (5.4) 1х и 2х из (5.1), получаем после некоторых преобра-

зований соотношение

200

100 11

ур 22

1 1 1к1 к2

2 2

U

S U

S U SU U

U S

⋅

− =

⋅ + ⋅

, (5.5)

Относительная разница в коэффициентах трансформации K∆ зависит от

коэффициентов трансформации первого и второго трансформаторов 1K , 2K :

100 1 1002 1 2

1 1

K K KK

K K∆ = =

−⋅ − ⋅

, (5.6)

Подставляя в (5.6) вместо отношения величин напряжения отношения со-ответствующих коэффициентов трансформации, получаем:

100 1

1100

2

ур 12 2

1 12 1к1 к2к1 к2

21 2

K

S K K

S SKK S U UU USK S

⋅∆

∆

−

= = ⋅ + + ⋅⋅ + ⋅

. (5.7)

При включенных на общую нагрузку S трансформаторах результирую-щая нагрузка каждого из них может быть определена путем наложения урав-нительной мощности на ту долю общей мощности, которая приходится на ка-ждый трансформатор (при равенстве коэффициентов трансформации). Урав-нительная мощность носит индуктивный характер – ее вектор повернут отно-сительно вектора напряжения на 90°, в то время как вектор мощности на-грузки может иметь различный фазовый угол, определяемый величиной cosφ. Поэтому сложение уравнительной мощности и мощности нагрузки сле-довало бы производить геометрически, однако для упрощения расчетов обычно применяется алгебраическое сложение, что приводит к некоторому за-вышении расчетных нагрузок. Для трансформатора с меньшим коэффициен-том трансформации уравнительный ток должен прибавляться к току на-грузки, а для трансформатора с большим коэффициентом трансформации – вычитаться. Мощность нагрузки распределяется между трансформаторами обратно пропорционально величине их сопротивлений

н1 2

н2 1

S х

S х= , (5.8)

201

где н1S , н2S – соответственно нагрузка первого и второго трансформатора при

равенстве коэффициентов трансформации, то есть при отсутствии уравнитель-ного тока. В то же время

н1 н2S S S+ = . (5.9)

Таким образом

1

1

н1

1

2

S

хS

х+

= , (5.10)

Если в (5.10) подставить 1х и 2х , рассчитанные по (5.1), получаем

1

1

н1

к1 2

к2 1

S

U SS

U S+

=⋅

. (5.11)

Пример 5.1. Двухобмоточный трансформатор номинальной мощностью

251S = МВА, имеющий напряжение КЗ 10,5к1U = %, включен на параллель-

ную работу со вторым трансформатором, имеющим номинальную мощность

632S = MBА и напряжение КЗ 10,5к2U = %. Относительная разность коэф-

фициентов трансформации составляет 10K∆ = % (у первого трансформатора величина K меньше).

Необходимо определить: величину уравнительной мощности, а также полную нагрузку каждого из трансформаторов, если они включены на общую

нагрузку 1S S= .

Решение: В формулу (5.7) подставляем заданные условиями задачи ве-личины:

100,592

10 251 10,5 1 10,5

100 100 63

ур

2 21 1

к1 к22

S K

S SKU U

S

∆

∆= = =

⋅ + + ⋅ ⋅ + + ⋅

.

0,592 25 0,592 14,8 ур 1S S = == ⋅ ⋅ МВА.

Часть общей загрузки, приходящейся на первый трансформатор, опреде-ляется по (5.11):

202

1 125 7,1

10,5 6311

10,5 25

н1к1 2

к2 1

S SU S

U S

⋅ ⋅

++

= = =⋅⋅

МВА.

Так как у первого трансформатора коэффициент трансформации меньше,

его полная нагрузка определяется как сумма величин н1S и урS :

7,1 14,8 21,9полн.1 н1 урS S S + == + = МВА.

Часть общей нагрузки, приходящаяся на второй трансформатор, состав-ляет:

25 7,1 17,9н2 н1S S S− − == = МВА.

Полная нагрузка второго трансформатора определяется как разность н2S

и урS :

17,9 14,8 3,1полн.2 н2 урS S S− − == = МВА.


лем):


5.1

Двухобмоточный трансформатор номинальной мощностью 101S =

МВА, имеющий напряжение КЗ 10,5к1U = %, включен на парал-

лельную работу со вторым трансформатором, имеющим номи-

нальную мощность 252S = MBА и напряжение КЗ 10,5к2U = %.

Относительная разность коэффициентов трансформации составляет

8K∆ = % (у первого трансформатора величина K больше).

Необходимо определить: величину уравнительной мощно-

сти, а также полную нагрузку каждого из трансформаторов, если

они включены на общую нагрузку 12S = МВА.

203

5.2






8K∆ = % (у первого трансформатора величина K меньше).





5.3










5.4






204

10K∆ = % (у первого трансформатора величина K меньше).




5.5












1. Назовите условия, которые должны соблюдаться при включении си-ловых трансформаторов на параллельную работу.

2. Как определяется результирующая нагрузка каждого из параллельно работающих трансформаторов в случае, когда какие-либо парамет-ры трансформаторов отличаются?

3. Почему при различии параметров параллельно работающих силовых трансформаторов возникает уравнительный ток?

205

6. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ И ЭНЕРГИИ В ТРЕХОБМОТОЧНОМ ТРАНСФОРМАТОРЕ [1]

Цель практического занятия: При распределении электрической энер-гии часто встречается необходимость питать при помощи трансформаторов од-новременно две сети с различными напряжениями. Для этой цели вместо тре-бующихся для этого отдельных двухобмоточных трансформаторов с различ-ными коэффициентами трансформации удобнее и экономичнее применять трехобмоточные трансформаторы. Это позволяет упростить и удешевить трансформаторную подстанцию. Цель занятия – освоить методику расчета потерь мощности и энергии в трехобмоточном силовом трансформаторе, либо автотрансформаторе. Порядок проведения практического занятия: В аудитории выполняется подробный разбор теоретической части занятия и приведенного примера.

Теоретическая часть. Потери активной мощности в трехобмоточном трансформаторе определяются как сумма потерь холостого хода и нагрузоч-ных потерь в каждой из трех обмоток:

. . .х нагр В нагр С нагр Нр р р р р= + + + , (6.1)

где .нагр Вр , .нагр Ср , .нагр Нр - нагрузочные потери, соответственно, в обмотках

ВН, СН и НН. Нагрузочные потери в каждой из обмоток связаны с потерями КЗ в тех же обмотках

.

2

Внагр В В

Sр р

S

= ⋅

,

.

2

Cнагр C C

Sр р

S

= ⋅

, (6.2)

.

2

Ннагр Н Н

Sр р

S

= ⋅

,

где Вр , Ср , Нр - потери КЗ в обмотках ВН, СН и НН соответственно;

ВS - нагрузка обмотки ВН:

В С НS S S= + , (6.3)

206

В справочной литературе приводятся определенные в опытах величины

потерь КЗ между отдельными парами обмоток: ВСр , ВНр , СНр . Рассчи-

тать интересующие нас потери КЗ в каждой обмотке можно, используя сле-дующую систему формул:

( )0,5В ВC ВН CНр р р р= ⋅ + − ,

( )0,5С ВC СН ВНр р р р= ⋅ + − , (6.4)

( )0,5Н ВН СН ВCр р р р= ⋅ + − .

Работа трансформатора связана с потреблением из питающей сети реак-тивной мощности, подразделяющейся на реактивные потери холостого хода

хQ и реактивные нагрузочные нQ , определяемые по формулам:

0

100х

IQ S= ⋅ , (6.5)

100 100 100

22 2СВ Н

н SВ SC SНS S S

SS SQ U U U

⋅ ⋅ ⋅= ⋅ + ⋅ + ⋅ , (6.6)

где SВU , SСU , SНU - реактивные составляющие напряжения КЗ соответст-

венно обмоток высшего, среднего и низшего напряжений. Если полагать напряжение КЗ чисто реактивным, тогда

100 100 100

22 2СВ Н

н В C НS S S

SS SQ U U U

⋅ ⋅ ⋅≈ ⋅ + ⋅ + ⋅ , (6.7)

Величины напряжения КЗ обмоток определяются, исходя из величин на-пряжения КЗ между обмотками по системе формул, аналогичной (6.4). Потребление трансформатором реактивной мощности вызывает увели-чение полного тока в питающий трансформатор сети, что сопряжено с увели-чением потерь активной мощности в этой сети р∆ . Эти дополнительные

потери определяются по формуле

( )Э х нр К Q Q∆ = ⋅ + , (6.8)

где ЭК - величина экономического коэффициента - зависит от параметров се-

ти, места размещения источника реактивной мощности, покрывающего потреб-ление ее трансформатором, а также от режима энергосистемы; в ряде слу-

чаев принимаются разные значения коэффициента ЭК для потерь хQ и нQ

(по условиям задачи величина ЭК задана).

207

Суммарные годовые потери энергии в трансформаторе (без учета по-требления реактивной мощности) определяются по формуле

. . .( )х 1 нагр В нагр С нагр Н 2W р р р рτ τ= ⋅ + + + ⋅ , (6.9)

где 1τ - суммарная (за год) продолжительность нахождения трансформатора

под напряжением, ч; 2τ - время максимальных потерь, ч.

Величина 1τ может быть определена через коэффициент плановых про-

стоев пK , который указывает, какую часть времени (в среднем за год) транс-

форматор находится в отключенном состоянии в связи с проведением работ по техническому обслуживанию:

8760 1( )1 пКτ = ⋅ − . (6.10)

Принимая в соответствии с [3] для трансформатора 110 кВ

7,5 10 3пК −= ⋅ ,

получаем

8760 1 7,5 10 8700( )31τ −⋅= ⋅ − ≈ ч. (6.11)

Время потерь 2τ связано с параметрами, характеризующими конфи-

гурацию годового графика передаваемой через трансформатор активной мощности, соотношением:

87602 8760 1

1 28760

( )2м2 м

м

ТТ

Та

аτ

−⋅ − +

+

= ⋅ −− ⋅

ч. (6.12)

C учетом дополнительных потерь активной мощности в питающей сети, вызванных потреблением трансформатором реактивной мощности, суммар-ные годовые потери энергии в трансформаторе определяются как

. . .( ) ( )х Э х 1 нагр В нагр С нагр Н Э н 2W р К Q р р р К Qτ τ′ = + ⋅ ⋅ + + + + ⋅ ⋅ , (6.13)

Пример 6.1. Силовой трансформатор 110 кВ мощностью 40S = MB·A имеет следующие значения потерь мощности:

- потери холостого хода 45хP = кВт;

- потери КЗ 207ВНP = кВт; 177ВСP = кВт; 150СНP = кВт;

Ток холостого хода трансформатора 0 0,6I = % от его номинального то-

ка.

208

Напряжение КЗ между обмотками: 17ВНU = %, 10,5ВCU = %,

6СНU = % .

Параметры годового графика нагрузки:

- максимальная нагрузка на стороне СН 25СS = МВ·А;

- максимальная нагрузка на стороне НН 15НS = МВ·А;

- отношение минимальной нагрузки к максимальной, одинаковое для об-

моток СН и НН, ( ) 0,3min maxа S S= = .

Годовое число часов использования максимальной активной нагрузки,

одинаковое для обмоток CН и НН, 3000мТ = часов.


потери мощности и годовые потери энергии в трансформаторе. Эко-

номический коэффициент равен 0, 06ЭК = кВт/кВ. Соотношение активной и

реактивной составляющих в нагрузках можно принять одинаковым для об-моток СН и НН. Мощность всех трех обмоток трансформатора также оди-накова. Решение: В первую очередь по (6.4) определяется активные потери КЗ отдельно для обмоток ВН, СН и НН:

( ) ( )0,5 0,5 177 207 150 117В ВC ВН CНр р р р= ⋅ + − = ⋅ + − =

кВт,

( ) ( )0,5 0,5 177 150 207 60С ВC СН ВНр р р р= ⋅ + − = ⋅ + − = кВт,

( ) ( )0,5 0,5 207 150 177 90Н ВН СН ВCр р р р= ⋅ + − = ⋅ + − = кВт.

Нагрузка обмотки ВН в соответствии с (6.3) равна

25 15 40В С НS S S + == + = МВА.

Активные нагрузочные потери рассчитываются по формуле (6.2)

.

40117 117

40

2 2

Внагр В В

Sр р

S

= ⋅ = ⋅ =

кВт,

.

2560 60 0,39 23, 4

40

2 2

Cнагр C C

Sр р

S

= ⋅ = ⋅ = ⋅ =

кВт,

.

1590 90 0,14 12,6

40

2 2

Ннагр Н Н

Sр р

S

= ⋅ = ⋅ = ⋅ =

кВт.

209

Напряжения КЗ обмоток определяются по формулам (6.4)

( ) ( )0,5 0,5 10,5 17 6 10,8В ВC ВН CНU U U U= ⋅ + − = ⋅ + − = %,

( ) ( )0,5 0,5 10,5 6 17 0С ВC СН ВНU U U U= ⋅ + − = ⋅ + − = %,

( ) ( )0,5 0,5 17 6 10,5 6,3Н ВН СН ВCU U U U= ⋅ + − = ⋅ + − = %.

По формулам (6.5) и (6.7) определяются реактивные потери холостого хода и реактивные нагрузочные потери

0 0,640 10 240

100 100

3х

IQ S ⋅= ⋅ = ⋅ = кВА,

100 100 100

40 10 15 1010,8 6,3 10 0, 4 10,8 0,056 6,3)

100 40 10 100 40 10

10 4,3 0,35) 4700кВА

(

(

22 2СВ Н

н В C Н

2 6 2 63

3 3

3

S S S

SS SQ U U U

⋅ ⋅ ⋅

⋅ ⋅⋅ ⋅ =

⋅ ⋅ ⋅ ⋅

= ≈

= ⋅ + ⋅ + ⋅ =

= ⋅ + ⋅ = ⋅ +

⋅ +

Потери активной мощности в трансформаторе по (6.1) составляет

. . . 45 117 23, 4 12,6 198х нагр В нагр С нагр Нр р р р р + + + == + + + = кВт.

Дополнительные потери в сети, связанные с потреблением трансформа-тором реактивной мощности, определяются по (6.8):

( ) 0,06 (240 4700) 0,06 4940 296Э х нр К Q Q ⋅ + = ⋅ =∆ = ⋅ + =

кВт.

Суммарные потери активной мощности, учитывающие как потери в трансформаторе, так и дополнительные потери в сети, равны:

198 296 494р р рΣ + == + ∆ = кВт.

Находим в соответствии с (6.12) время потерь 2τ

87602 8760 1

1 28760

( )2м2 м

м

ТТ

Та

аτ

−⋅ − +

+

= ⋅ − =− ⋅

8760 30002 3000 8760 1 0,3

30001 2 0,3

8760

( )2−⋅ − +

+

= ⋅ − =− ⋅

210

5760

6000 8760 0,71 0,34 0,6

2− ++

= ⋅ =−

5760

6000 8760 0, 49 2760 3820 10600,74

− + − += ⋅ = = ч.

Время потерь 1τ принимаем в соответствии с (4.11):

87001τ = ч.

По (6.9) определяются суммарные годовые потери энергии без учета по-требления трансформатором реактивной мощности:

. . .

45 8700 117 23, 4 12,6 1060

45 8700 153 1060 391 162) 10 553МВт ч.

( )

( )

(

х 1 нагр В нагр С нагр Н 2

3

W р р р рτ τ

⋅ ⋅

= ⋅ + + + ⋅ =

= ⋅ + + + ⋅ =

= ⋅ + ⋅ = + =

Суммарные годовые потери энергии, учитывающие потребление транс-форматором реактивной мощности, рассчитываются по (6.13):

. . .

45 0, 06 240 8700 (117 23, 4 12,6 0,06 4700) 1060 977МВт ч.

( ) ( )

( )

х Э х 1 нагр В нагр С нагр Н Э н 2W р К Q р р р К Qτ τ

+ ⋅ + + + + ⋅ ⋅ = ⋅

′ = + ⋅ ⋅ + + + + ⋅ ⋅ =

= ⋅

При сдаче зачета необходимо уметь давать пояснения по существу рас-смотренного практического занятия, а также показать знание предмета в объеме программы.


1. Назовите четыре исполнения трехобмоточных трансформаторов по соотношению мощностей их обмоток.

2. Как, в соответствии со стандартом, обозначаются выводы обмоток трехобмоточных трансформаторов?

3. Что такое «типовая мощность» автотрансформатора? 4. Что такое «потери холостого хода»?

211

7. ОЦЕНКА УСТОЙЧИВОСТИ УЗЛА НАГРУЗКИ ПРИ ПОТЕРЕ СВЯЗИ С СИСТЕМОЙ НЕОГРАНИЧЕННОЙ МОЩНОСТИ [5]

Цель практического занятия: Условия работы узла нагрузки могут зна-чительно измениться, если по каким-либо причинам будет потеряна связь с од-ним из источников питания. Цель работы – уяснить методику оценки статической устойчивости узла нагрузки в подобных режимах. Порядок проведения практического занятия: В аудитории выполняется подробный разбор теоретической части занятия и приведенного примера.

Теоретическая часть. В случае отключения выключателя Q3 - рис. 7.1, а - баланс мощности в оставшейся части системы сохранится. Но напряже-ние на шинах нагрузки

.U

нагр будет теперь зависеть от режима работы эквива-

лентной асинхронной нагрузки.

а)

б)

Рис. 7.1. Расчетная схема для анализа устойчивости асинхронной нагрузки.

При определении запаса устойчивости в качестве независимой перемен-ной теперь должна рассматриваться э.д.с. . .Г эквЕ , зависящая от вида регулиро-

212

вания возбуждения генератора (см. [5, 7]). Генератор вводится в схему замеще-ния соответствующим сопротивлением

. .xГ экв

. Расчетная схема приведена на

рис. 7.1, б. На схеме нагрузка представлена в виде комплексного сопротивления в

относительных единицах:

S

бz r j x cos j sinнагр нагр нагр нагр нагрS

нагрϕ ϕ = + ⋅ = ⋅ + ⋅

. (7.1)

Активное сопротивление схемы замещения R2

эквивалентного асинхрон-

ного двигателя определяется как

. 0R r s2 нагр

= ⋅ , (7.2)

где 0s - скольжение эквивалентного асинхронного двигателя, замещающего

нагрузку, при .

U 1нагр 0

= .

Для обеспечения устойчивости асинхронной нагрузки необходимо вы-полнение прямого критерия устойчивости [5]

dP

0ds

> , (7.3)

что эквивалентно условиям

.P Pmax нагр

> ; . 0s s

кр> , (7.4)

где

( ). .

2E

Г эквPmax 2 х

=⋅

Σ;

.

R2s

кр х=

Σ;

. . . .х х х х

Г экв сист нагр= + +

Σ.

Так как . .

2E

Г крP0 2 х

=

⋅Σ

то условие устойчивости (42) может быть записано

в виде

. .Е Е

Г Г кр> ;

. 0s sкр

> ; 2. .

Е P хГ кр 0

= ⋅ ⋅Σ

. (7.5)

По известному значению э.д.с. . .

ЕГ кр

можно найти соответствующее ей крити-

ческое напряжение на шинах нагрузки

213

( ) ( ). . . . . .

. . . .. . . .

2 2Q х х P х х

0 Г экв сист 0 Г экв систU Енагр кр Г кр Е Е

Г кр Г кр

⋅ + ⋅ + = − +

, (7.6)

и определить запас статической устойчивости нагрузки по напряжению

. . .

..

U Uнагр 0 нагр кр

k 100%запU U

нагр 0

−= ⋅ . (7.7)

Результаты расчета для различных видов АРВ генератора и его отсутст-вии представляются в виде таблицы и делаются соответствующие выводы.

Пример 7.1. Для простейшей электроэнергетической системы (ЭЭС), приведенной на рис. 7.1 а,б, рассчитать коэффициент запаса устойчивости на-грузки для следующих случаев:

1) выключатель Q3 включен; 2) выключатель Q3 отключен, генератор не имеет АРВ; 3) выключатель Q3 отключен, на генераторе установлено АРВ ПД; 4) выключатель Q3 отключен, на генераторе – АРВ СД. Генератор - неявнополюсный.

Решение. Рассматриваемый пример аналогичен задаче 7.6 [5]. Параметры элементов схемы замещения и параметры режима возьмем из примеров 1 и 2 [7]. Приготовим их для последующих расчетов в виде табл. 7.1:

Таблица 7.1

. .xГ экво.е.

.xсист

о.е.

Pн

,

о.е.

Qн

,

о.е.

cosн

ϕ ,

о.е.

s0

,

о.е.

Tj,

с Генератор без АРВ

0,4

Генератор с АРВ ПД

0,07

Генератор с АРВ СД

0

0,15 2,0 1,344 0,83 0,03 6

Рассчитаем по (7.1) параметры эквивалентного асинхронного двигателя,

представляющего нагрузку:

. . . . ..

Sбz r j x cos j sin

нагр нагр нагр нагр нагрSнагр

ϕ ϕ = + ⋅ = ⋅ + ⋅ =

214

( )10,83 j 0,558 0,344 j 0,232

2 22 +1,344= ⋅ + ⋅ = + ⋅

. Случай 1 – выключатель Q3 включен. Напряжение на шинах нагрузки не-

изменно: .

U U 1 constí àãð ñ

= = = . Определим по аналогии с (7.4) и (7.5) критиче-

ские скольжение и напряжение на зажимах эквивалентного асинхронного дви-гателя

.R r s 0,344 0,03 0,01

2 нагр 0= ⋅ = ⋅ = ;

..

R 0,012s 0,044крU х 0,232

нагр= = = ;

2 2. . .

U P х 2,0 0,232 0,963нагр кр 0 нагр

= ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅ = .

Максимальная мощность нагрузки, которую двигатель может вращать без нарушения его устойчивой работы [5]:

.

.

2U

нагр 1P 2,155max 2 х 2 0,232

нагр

= = =

⋅ ⋅.

Коэффициент запаса устойчивости по мощности

.

P P 2,155 2,0max 0k 100% 100% 7,19%зап P P 2,155

max

− −= ⋅ = ⋅ = .

Коэффициент запаса устойчивости по скольжению

.

.

s s0,044 0,03кр 0

k 100% 100% 46,7%зап s s 0,03

0

− −= ⋅ = ⋅ = .

Случай 2 – выключатель Q3 отключен, АРВ на генераторе отсутствует. Суммарное сопротивление от генератора до двигателя

. . . .х х х х 0,4 0,15 0,232 0,782

1 Гэкв 1 сист нагр= + + = + + =

Σ.

Критическое скольжение

. ..

R 0,012s 0,013 s 0,03кр E 1 0х 0,782

1= = = < =

Σ.

215


. .

. .

s s0,013 0,03кр E 1 0

k 100% 100% 56,7%зап s 1 s 0,03

0

− −= ⋅ = ⋅ = − .

Из полученных данных видно, что эквивалентный асинхронный двига-тель в данном случае неустойчив. До отключения выключателя Q3 двигатель работал устойчиво со скольжением 0,03; при внезапном отключении выключа-теля Q3 и отсутствии АРВ на генераторе работа двигателя со скольжением 0,03 оказалась правее

. .sкр E 1

, развивается процесс опрокидывания двигателя.

Рассчитаем критическую э.д.с. по (7.5):

. . .Е 2 P х 2 2,0 0,782 1,769

Г кр 1 0 1= ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅ =

Σ

и по (7.6) – соответствующее ей критическое напряжение на шинах нагрузки

( ) ( ). . . . . .. . . .

. . . .

2 2Q х х P х х

0 Г экв 1 сист 0 Г экв 1 систU Енагр кр 1 Г кр 1 Е Е

Г кр 1 Г кр 1

⋅ + ⋅ + = − + =

( ) ( )2 21,344 0,4 0,15 2,0 0,4 0,15

1,769 1,4871,769 1,769

⋅ + ⋅ + = − + =

.

Определяем по (7.7) запас статической устойчивости нагрузки по напря-

жению

. . .. .

.

U U1 1,487нагр 0 нагр кр 1

k 100% 100% 48,7%запU 1 U 1

нагр 0

− −= ⋅ = ⋅ = − .

Эквивалентный асинхронный двигатель в данном случае неустойчив и по второму критерию – нет запаса устойчивости нагрузки по напряжению.

Случай 3 – выключатель Q3 отключен, на генераторе – АРВ ПД. Суммарное сопротивление от генератора до двигателя

. . . .х х х х 0,07 0,15 0,232 0,452

2 Гэкв 2 сист нагр= + + = + + =

Σ.


216

. ..

R 0,012s 0,022 s 0,03кр E 2 0х 0,452

2= = = < =

Σ


. .

. .

s s0,022 0,03кр E 2 0

k 100% 100% 26,7%зап s 2 s 0,03

0

− −= ⋅ = ⋅ = − .

Эквивалентный асинхронный двигатель в и данном случае неустойчив по первому критерию – нет запаса устойчивости по скольжению.


. . .Е 2 P х 2 2,0 0,452 1,345

Г кр 2 0 2= ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅ =

Σ


( ) ( ). . . . . .

. . . .. . . .

2 2Q х х P х х


Г кр 2 Г кр 2

⋅ + ⋅ + = − + =

( ) ( )2 21,344 0,07 0,15 2,0 0,07 0,15

1,345 1,1721,345 1,345

⋅ + ⋅ + = − + =

.

Определяем по (7.7) запас статической устойчивости нагрузки по напря-жению

. . .

. ..


k 100% 100% 17,2%запU 2 U 1

нагр 0

− −= ⋅ = ⋅ = − .

Эквивалентный асинхронный двигатель и в данном случае – при наличии на генераторе АРВ ПД – неустойчив по второму критерию – нет запаса устой-чивости нагрузки по напряжению.

Случай 4 – выключатель Q3 отключен, на генераторе – АРВ СД. Суммарное сопротивление от генератора до двигателя

. . . .х х х х 0 0,15 0,232 0,382

3 Гэкв 3 сист нагр= + + = + + =

Σ.


. ..

R 0,012s 0,026 s 0,03кр E 3 0х 0,382

3= = = < =

Σ.

217


. .

. .

s s0,026 0,03кр Е 3 0

k 100% 100% 13,3%зап s 3 s 0,03

0

− −= ⋅ = ⋅ = − .

Эквивалентный асинхронный двигатель в и данном случае неустойчив по первому критерию – нет запаса устойчивости по скольжению.


. . .Е 2 P х 2 2,0 0,382 1,236

Г кр 3 0 3= ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅ =

Σ


( ) ( ). . . . . .. . . .

. . . .

2 2Q х х P х х


Г кр 3 Г кр 3

⋅ + ⋅ + = − + =

( ) ( )2 21,344 0 0,15 2,0 0 0,15

1,236 1,101,236 1,236

⋅ + ⋅ + = − + =

.

Определяем по (7.7) запас статической устойчивости нагрузки по напря-жению

. . .

. ..


k 100% 100% 10,0%запU 3 U 1

нагр 0

− −= ⋅ = ⋅ = − .

Эквивалентный асинхронный двигатель и в случае наличия на генераторе АРВ СД неустойчив и по второму критерию – нет запаса устойчивости на-грузки по напряжению.

Устойчивая работа узла нагрузки необязательно должна нарушаться при потере связи с ближайшим источником питания. В зависимости от удаленности других источников и работе на генераторах этих источников соответствующих систем АРВ вполне возможно сохранение устойчивой работы нагрузки. Под-тверждением этому служат полученные результаты – при совершенствовании систем АРВ коэффициенты запаса статической устойчивости (в рассмотренном примере - отрицательные) изменяются в сторону уменьшения.

При сдаче зачета необходимо уметь давать пояснения по существу рас-смотренного практического занятия, а также показать знание предмета в объеме программы.

218


1. Дать понятие статической устойчивости электрической системы. 2. Как меняете запас статической устойчивости асинхронного двига-

теля при увеличении мощности питающего его генератора? 3. Что такое «критическое скольжение» эквивалентного асинхронного

двигателя? 4. Что такое АРВ ПД? АРВ СД?

219

8. ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ПЕРЕРЫВА ПИТАНИЯ НА ШИНАХ НА-ГРУЗКИ ПО УСЛОВИЯМ САМОЗАПУСКА

ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ [5, 6]

Цель практического занятия: Условия работы узла нагрузки могут зна-чительно измениться, если по каким-либо причинам будет потеряна связь с од-ним из источников питания, либо из-за короткого замыкания на одном из при-соединений произойдет значительное снижение напряжения на шинах нагруз-ки. После устранения возмущения начинается процесс самозапуска электродви-гателей узла нагрузки.. Цель работы – освоить методику оценки условий самозапуска наиболее ответственных электродвигателей, входящих в состав узла нагрузки, в подоб-ных режимах. Порядок проведения практического занятия: В аудитории выполняется подробный разбор теоретической части занятия и приведенного примера.

Теоретическая часть. При расчетах динамической устойчивости экви-валентного двигателя не учитываются электромагнитные переходные процессы в обмотках двигателей. Изменение скольжения, обусловленное изменением ре-жима, определяется численным интегрированием уравнения движения асин-хронного электродвигателя:

.ds

T M Mj ном (s)dt⋅ = − , (8.1)

где Tj – постоянная инерции, приведенная к номинальной мощности двигате-

ля, [с];

.M

ном– номинальный механический момент сопротивления, [о.е.];

M(s)

– электромагнитный момент двигателя, [о.е.], определяемый по фор-

муле

.

. .

.

22 k U

max двM(s) s Us кр 1 ном

s sкр 1

⋅ = ⋅ +

, (8.2)

где . .

. .

M Pmax maxk

max M Pном ном

= ≅ ; ..

.

2UномP

max 2 хнагр

=⋅

; .

.

R2s

кр 1 хнагр

= .

220

В формулы (8.1) и (8.2) рекомендуется все величины подставлять в относитель-ных единицах при номинальной мощности двигателя.

В случае к.з. на двигателе напряжение .

Uдв

уменьшается и для его опре-

деления необходимо рассматривать схему замещения, показанную на рис. 8.1, а для общего случая. С помощью эквивалентных преобразований расчетная схе-ма приводится к виду, изображенному на рис. 8.1, б.

Напряжение .

Uдв

на зажимах двигателя в зависимости от скольжения оп-

ределится по формуле

. .

. .

. . .

22 R2Е х

экв нагр sU I z

дв дв 22 R2х х

С экв нагр s

⋅ + = ⋅ =

+ +

. (8.3)

а)

б)

Рис. 8.1. Схема замещения для оценки динамической устойчивости асинхронного двигателя: а – общий случай;

б – при отключении системы неограниченной мощности.

Для подготовки к численному решению дифференциальное уравнение (8.1) запишем в виде

.MMds (s)ном f

2dt T Tj j

= − = (8.4)

221

при начальных условиях

0(0)s s= .

На каждом шаге интегрирования величина f2

определяется с использованием

выражений (8.2) и (8.3). При отключении к.з. напряжение на шинах двигателя восстанавливается

до значения, близкого к номинальному. Если при продолжении процесса чис-ленного интегрирования с

. .U U

дв ном= скольжение продолжает расти, то устой-

чивость не сохраняется. Уравнение (8.4) может решаться вручную, например, методом Эйлера.

При этом приращение скольжения за интервал времени определяется по фор-муле

s f t(n+1) 2(n)

= ⋅� � . (8.5)

Чтобы определить предельное время перерыва электроснабжения (допус-каемое время из условий успешного самозапуска), надо определить время дос-тижения предельного скольжения

.sпр

, которое при .

M constном

= вычисляется

по выражению (8.2) при . .

U Uдв ном

= и .

M M(s) ном

= т.е.

. .

. .

. .

2 kmaxM P

ном номs sпр кр 1

s sкр 1 пр

⋅= ≅

+

. (8.6)

При этом решение дифференциального уравнения (8.1) упрощается (т.к. M 0

(s)= ) и сводится к виду

.

Tj

dt dsPном

= ,

откуда

.

. .. .

sT Tпрj jt ds s sпр пр 0P Psном ном0

= ⋅ = ⋅ −∫

. (8.7)

Пример 8.1. Для простейшей электроэнергетической системы (ЭЭС), рас-смотренной в примере 7.1, при питании нагрузки от системы неограниченной мощности (подпитка шин

. .U U

дв нагр= со стороны станции отсутствует) опреде-

лить предельное время перерыва электроснабжения при отключении выключа-теля Q3.

222

Решение. Предельное скольжение .

sпр

определим из уравнения (8.6). В

примере 7.1 были получены следующие величины, необходимые для расчета: – максимальная мощность нагрузки, которую двигатель может вращать

без нарушения его устойчивой работы

.

.

2U

нагр 1P 2,155max 2 х 2 0,232

нагр

= = =

⋅ ⋅;

– критическое скольжение

.R r s 0,344 0,03 0,01

2 нагр 0= ⋅ = ⋅ = ;

..

R 0,012s 0,044кр 1 х 0,232

нагр= = = .

Определяем . .

. .

M P 2,155max maxk 1,077max M P 2,0

ном ном= ≅ = = и подставляем все значе-

ния в (8.6):

. .

. .

. .

2 kmaxM P

ном номs sпр кр 1

s sкр 1 пр

⋅= ≅

+

, т.е. .

.

2 1,0772,0

s 0,044пр0,044 s

пр

⋅≅

+

.

После преобразований получим квадратное уравнение:

. .

2s 0,0474 s 0,00194 0пр пр

− ⋅ + =

,

( )

.

20,0474 0,0474 4 0,00194 0,0474 0,00529sпр 1,2 2 2

± − ⋅ ± −= = .

Подкоренное выражение оказалось отрицательным. Это означает, что при перерыве электроснабжения самозапуск эквивалентного двигателя не обеспе-чивается.

При сдаче зачета необходимо уметь давать пояснения по существу рас-смотренного практического занятия, а также показать знание предмета в объеме программы. Контрольные вопросы:

223

1. Что такое «самозапуск электродвигателя»? 2. В чем отличие режимов пуска и самозапуска? 3. При каких условиях может произойти «опрокидывание» электродви-

гателя? 4. Как обеспечить самозапуск наиболее ответственных двигателей узла

нагрузки? 5. Что такое «защита минимального напряжения»?

224

9. РАСЧЕТ САМОЗАПУСКА ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ [7]

Цель практического занятия: Для повышения бесперебойной работы основных механизмов узла нагрузки, либо основных агрегатов тепловой элек-тростанции при ненормальных электрических режимах в основной сети или в сети собственных нужд необходимо расчетным или экспериментальным путем проверить условия обеспечения режимов самозапуска электродвигателей. Цель работы – освоить методику оценки условий самозапуска наиболее ответственных электродвигателей, входящих в состав узла нагрузки, в подоб-ных режимах. Порядок проведения практического занятия: В аудитории выполняется подробный разбор теоретической части занятия и приведенного примера.

Теоретическая часть. Для проверки условий обеспечения режима само-запуска должны быть определены:

– возможные в эксплуатации перерывы питания в схеме узла нагрузки либо собственных нужд (с.н.) станции;

– величина начального (остаточного) напряжения на шинах узла нагрузки (с.н.) для допустимых перерывов питания и достаточность этой величины для успешного разворота основных механизмов в заданное время;

– изменение параметров технологического режима основных агрегатов в процессе самозапуска двигателей узла нагрузки (с.н.) и проведение согласования уставок релейных и технологических защит с учетом этих изменений.

Наиболее точный расчет самозапуска может быть произведен графо-аналитическим методом. Этот метод на основании данных пусковых характе-ристик агрегатов с.н. позволяет путем громоздких подсчетов методом после-довательных интервалов определить суммарный ток самозапуска двигателей, напряжение на шинах собственных нужд в начальный момент самозапуска и продолжительность самозапуска как отдельных электродвигателей, так и всех самозапускающихся электродвигателей.

Но для предварительной оценки достаточным критерием успешности са-мозапуска является величина начального напряжения при самозапуске.

Величина эта может быть определена с необходимой степенью точности при помощи метода эквивалентного двигателя. Метод основан на многочислен-ных экспериментальных данных самозапуска типовой группы двигателей, подключенных к секции с.н. тепловых электростанций, которые позволили оп-ределить относительную величину суммарного пускового тока самозапуска (по

225

отношению к суммарному току самозапуска для пуска двигателей из затормо-женного состояния) в зависимости от продолжительности перерыва питания:

( ).i t пускk I I f t= = , (9.1)

где tI – суммарный ток самозапуска двигателей секции при данном перерыве

питания;

.пускI – суммарный ток самозапуска двигателей секции при пуске двигате-

лей из заторможенного состояния. Эта зависимость изображена на рис. 9.1.

Рис. 9.1. Зависимость кратности тока двигателей с. н. при самозапуске (по сравнению с его значением для заторможенных двигателей) от продолжитель-

ности перерыва питания при действии АВР [7].

Как видно из рис. 9.1, в пределах допустимых в эксплуатации перерывов питания 0,5–3,0с величина суммарного тока самозапуска двигателей увеличи-вается от 0,55 до 0,87 полного суммарного пускового тока заторможенных дви-

гателей ( tI = ∞ ), приближаясь к его полной величине при перерывах питания

более 5,0 с. Начальное (остаточное) напряжение на шинах с.н. при подаче напряжения

после перерыва питания группы электродвигателей от резервного ненагружен-ного источника, отн. ед.,

( ).

. . . .1 3с

ост

i п ном дв ном дв

UU

x k k I U

∗∗

∑

=+ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅∑

, (9.2)

где 1,05 1,1сU ∗ = ÷ – напряжение х. х. источника питания, отн. ед.;

226

пk – номинальная кратность пускового тока двигателя, отн. ед.;

ik – коэффициент, учитывающий уменьшение кратности пускового тока

двигателей при самозапуске по сравнению с его значением для заторможенных двигателей (рис. 9.1);

x∑ – суммарное сопротивление цепи питания (системы, трансформато-

ра, реактора, линии, шин).

Пример 9.1. Определим величину остаточного напряжения при самоза-пуске двигателей с. н. блочного агрегата мощностью 200 МВт после перерыва питания 2,0 с. В самозапуске участвуют двигатели мельничного вентилятора (MB) пита-тельного насоса (ПЭН), дымососа (Д), дутьевого вентилятора (ДВ), резервного возбудителя (РВ), вентилятора горячего дутья (ВГД), конденсатного насоса (КН), циркуляционного насоса (ЦН). Данные двигателей приведены в табл. 9.1.

Таблица 9.1.

Параметры резервного трансформатора: 15750S = кВА; 10,3%ku = ,

. . 1445ном трI = А; . . 6800ном трU = В; напряжение х.х. резервных шин

6300cU = В. Сопротивление внешней цепи 0,05cx = .

1. Индуктивное сопротивление цепи питания:

0,26 0,05 0,31тр сx x x == + = + Ом,

где

. .

. .

10,3 63000, 26

100 1,73 1445100 3

k ном тртр

ном тр

u Ux

I ⋅⋅

⋅= = ⋅ =

⋅ Ом,

2. Суммарный пусковой ток двигателей в заторможенном состоянии (при одном двигателе ПЭН):

227

. 90 5, 4 450 7 204 5,5 99 10,3 156 10,5п номk I ⋅ + ⋅ + ⋅ ⋅ + ⋅ +⋅ = +∑

32 4,6 29, 4 5,8 215 5, 4 8894+ ⋅ + ⋅ ⋅ =+ А.

3. Остаточное напряжение на шинах с.н. при самозапуске от ненагружен-

ного трансформатора после перерыва питания 2,0с ( 0,81пk = ) [7]:

( ).

. . . .1 3с

ост

i п ном дв ном дв

UU

x k k I U

∗∗

∑

= =+ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅∑

1,05

1

0,6501,73 0,31 0,81 8894

6000

= =⋅ ⋅ ⋅

+.

Экспериментальные данные для этого случая дали величину

. 0,64остU ∗ = , а продолжительность самозапуска 7,2 с, т. е. самозапуск прошел

успешно.

При сдаче зачета необходимо уметь давать пояснения по существу рас-смотренного практического занятия, а также показать знание предмета в объеме программы. Контрольные вопросы:

1. Как влияют друг на друга двигатели разных механизмов при группо-вом самозапуске?

2. При каких условиях может произойти «опрокидывание» электродви-гателя?

3. Как обеспечить самозапуск наиболее ответственных двигателей узла нагрузки либо секции собственных нужд электрической станции?

4. Что такое САОН?

228

10. ИЗУЧЕНИЕ СХЕМ УСТРОЙСТВ АВТОМАТИКИ ВВОДА РЕЗЕРВА [8]

Цель практического занятия: Автоматика ввода резерва позволяет ми-нимизировать перерыв электроснабжения потребителей и, тем самым, ограни-чить, или не допустить вовсе возможный ущерб от недоотпуска электроэнер-гии. Цель работы – разобраться, какие требования предъявляются к схемам АВР, как эти требования реализуются в различных схемах и научиться читать схемы устройств автоматики. Порядок проведения практического занятия: В аудитории выполняется подробный разбор теоретической части практического занятия и схемы АВР силового трансформатора. Остальные схемы предназначены для самостоятель-ного изучения.

Теоретическая часть. Назначение АВР – быстрое восстановление элек-троснабжения потребителей при отключении рабочего источника питания или находящегося в работе оборудования путем автоматического включения ре-зервного источника питания или резервного оборудования (рис. 10.1).

Пусковые органы минимального напряжения должны срабатывать толь-ко при полном исчезновении напряжения и не должны приходить в действие при понижении напряжения, вызванном удаленными КЗ или самозапуском дви-гателей. Например, на рис. 10.1: пусковые органы могут работать при отклю-чении выключателей Q1 или Q2, либо при КЗ в точках К4, К5 или К6. Если же повреждение – в точках К1, К2 или К3, устройство АВР не должно запускаться.

Для выполнения этого требования напряжение срабатывания реле мини-мального напряжения выбирается по следующим условиям:

1.

. .КЗ

TV

остс р

н в

UU

k k n≤

⋅ ⋅ , (10.1)

1/ .

. .TV

с запс р

н в

UU

k k n≤

⋅ ⋅ , (10.2)

где .КЗостU – наименьшее остаточное напряжение при трехфазном КЗ за ре-

акторами (К2, К3) и за трансформатором (К1);

229

/ .с запU – наименьшее напряжение при самозапуске двигателей после

отключения коротких замыканий;

1, 2 1,3нk = ÷ – коэффициент надежности;

вk – коэффициент возврата реле, определяемый из справочников.

Q2 Q4

Q1 Q3

Q5

K3

K6

АВР (AKQ)

K1 K2

K5K4

TV

Рис. 10.1. Пример применения АВР.

За расчетное значение напряжения срабатывания реле принимается меньшее. В практических расчетах обычно условия (10.1) и (10.2) выполняются при

1 .. . (0, 25 0, 4) номс рU U= − ⋅ . (10.3)

Выдержка времени пускового органа должна быть на ступень селектив-ности больше выдержек времени защит, повреждение в зоне действия которых может привести к пуску АВР. Такими зонами являются участки до реакторов (точки К5, К6) и до трансформатора (точка К4) на рис. 10.1. Следовательно:

1 . .AKQ р з максt t t= +′ ∆ , (10.4)

1 . .AKQ р з максt t t= +′′ ∆ , (10.5)

230

где . .р з максt′ – максимальная выдержка времени защит присоединений, отхо-

дящих от шин высшего напряжения;

. .р з максt′′ – максимальная выдержка времени защит присоединений, от-

ходящих от шин низшего напряжения;

t∆ – ступень селективности. Более надежным вариантом пускового органа АВР является использова-

ние минимального реле напряжения и минимального реле тока, контакты кото-рых включены последовательно. Ток срабатывания пускового органа мини-мального тока

1. .

. .TA

мин нагрс р

н

II

k n≤

⋅′′ , (10.6)

где . .мин нагрI – минимальный ток нагрузки трансформатора;

1,5нk =′′ – коэффициент надежности.

Выдержка времени пускового органа минимального напряжения и тока

1 . .AKQ р з максt t t= +′ ∆ . (10.7)

АВР теряет смысл, если отсутствует напряжение на резервном источнике. Уставка реле контроля напряжения на резервном источнике питания:

2. .

. .TV

мин рабс р

н в

UU

k k n≥

⋅ ⋅′ , (10.8)

где . .мин рабU – минимальное рабочее напряжение;

1,1 1, 2нk = ÷′ – коэффициент надежности.

Выдержка времени реле однократного включения (РОВ) должна с неко-торым запасом превышать время включения выключателя резервного источни-ка питания (на рис. 10.1 – Q5):

..РОВ Q запвклt t t= + , (10.9)

где . 0, 2 0,3запt = ÷ с – время запаса;

.Qвклt – время включения резервного выключателя (определяется по

справочникам). Варианты схем АВР

АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВНОГО

231

ТРАНСФОРМАТОРА

Для правильной работы схемы АВР у основного трансформатора должны быть включены все разъединители и выключатели, а у резервного – только разъединители QS3 и QS4 – рис. 10.2а.

При отключении по любой причине выключателя Q1 его вспомогатель-ный контакт Q1.1 разрывает цепь обмотки промежуточного реле KL1 – рис. 10.2б. В результате якорь реле KL1, подтянутый при включенном положении выключателя, при снятии напряжения отпадает с некоторой выдержкой време-ни и переключает контакты реле.

Второй вспомогательный контакт Q1.2 выключателя Q1, замкнувшись, подает плюс через еще замкнутый контакт KL1.1 на обмотку промежуточного реле KL2, которое своими контактами KL2.1 и KL2.2 производит включение выключателей Q3 и Q4 резервного трансформатора, воздействуя на катушки включения YACЗ и YAC4. По истечении установленной выдержки времени реле KL1 размыкает контакты и разрывает цепь обмотки промежуточного реле KL2.

Рис. 10.2а. АВР резервного трансформатора (поясняющая схема)

Если резервный трансформатор будет включен действием АВР на неустранив-шееся КЗ и отключится релейной защитой, то его повторного включения не

232

произойдет. Таким образом, реле KL1 обеспечивает однократность действия АВР и поэтому называется реле однократности включения (РОВ). Реле KL1 вновь замкнет свои контакты и подготовит схему АВР к новому действию лишь после того, как будет восстановлена нормальная схема питания подстанции и включен выключатель Q1. Выдержка времени на размыкание контакта реле KL1 должна быть больше времени включения выключателей QЗ и Q4, для того чтобы они успели надежно включиться.

С целью обеспечения действия АВР при отключении выключателя Q2 от его вспомогательного контакта Q2.1 подается импульс на катушку от-ключения YAT1 выключателя Q1. После отключения выключателя Q1 АВР за-пускается и действует, как рассмотрено выше.

Рис. 10.2б. АВР резервного трансформатора (оперативные цепи)

Кроме рассмотренных случаев отключения рабочего трансформатора по-

требители также потеряют питание, если по какой-либо причине останутся без

233

напряжения шины высшего напряжения основного источника питания. По уже описанному алгоритму схема АВР при этом не подействует, так как оба выклю-чателя рабочего трансформатора остались включенными. Для того чтобы обес-печить действие АВР и в этом случае, предусмотрен специальный пусковой орган минимального напряжения, включающий в себя реле KV1, KV2, KT и KL3.

При исчезновении напряжения на шинах источника питания и, следова-тельно, на шинах потребителей, реле минимального напряжения, подключен-ные к трансформатору напряжения TV1, замкнут свои контакты и подадут плюс оперативного тока на обмотку реле времени KT через контакт реле KV3. Реле KT при этом запустится и по истечении установленной выдержки времени по-даст плюс на обмотку выходного промежуточного реле KL3, которое произво-дит отключение выключателей Q1 и Q2 рабочего трансформатора. После от-ключения выключателя Q1 АВР действует, как рассмотрено выше.

Реле напряжения KV3 предусмотрено для того, чтобы предотвратить от-ключение трансформатора T1 от пускового органа минимального напряжения в случае отсутствия питания на шинах высшего напряжения резервного транс-форматора T2, когда действие АВР будет заведомо бесполезным. Реле напря-жения KV3, подключенное к трансформатору напряжения ТV2 шин резерва, при отсутствии напряжения размыкает свой контакт и разрывает цепь от контактов реле KV1 и KV2 к обмотке реле времени KT.

В схеме АВР предусмотрены две накладки: SX1 – для отключения пуско-вого органа минимального напряжения и SX2 – для вывода из работы всей схе-мы АВР.

АВР ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Секции собственных нужд (1-я, 2-я, 3-я секции) питаются от трех рабочих трансформаторов: Т1, Т2, ТЗ. Резервный трансформатор Т4 нормально отклю-чен и находится в автоматическом резерве – рис. 10.3а. При отключении рабо-чего трансформатора от АВР включается выключатель Q42 и один из выключа-телей Q13, Q23 или Q33 – в зависимости от того, какой из трансформаторов от-ключился.

234

Се

кц

ия 2

Се

кц

ия 3

Се

кц

ия 1

Рис. 10.3а. АВР трансформатора собственных нужд (поясняющая схема)

В отличие от схемы на рис. 10.2б, функцию реле однократности включе-ния выполняет не специальное промежуточное реле (реле KL1 на рис. 10.2б), а реле положения «Включено», например KQC1 в схеме управления выключателя Q11 (рис. 10.3б). При включенном выключателе Q11 вспомогательный контакт Q11.1 замкнут, реле KQC1 обтекается током, его якорь притянут и контакты KQC1.1 и KQC1.2 замкнуты.

При отключении выключателя Q11 размыкается его вспомогательный контакт Q11.1 в цепи отключающей катушки YATQ11 и замыкаются вспомога-тельные контакты Q11.2 и Q11.3. Вспомогательный контакт Q11.1 размыкает цепь обмотки реле KQC1, но, поскольку оно имеет замедление на отпадание, его контакты KQC1.1 и KQC1.2 размыкаются не сразу, а с выдержкой времени. Поэтому замкнувшиеся вcпомогательные контакты Q11.2 и Q11.3 образуют цепи на включение выключателей Q13 и Q42 резервного трансформатора Т4 через еще замкнутые контакты реле KQC1.

При этом, поскольку при отключении любого из рабочих трансфор-маторов необходимо включить выключатель высшего напряжения резервного трансформатора Q42, цепь от вспомогательного контакта Q11.3 параллельно с такими же цепями от вспомогательных контактов выключателей и контактов реле KQC выключателей Q23 и Q33 других рабочих трансформаторов Т2 и ТЗ (эти цепи на рис. 10.3б не показаны) действует через соответствующие пере-ключатели блокировки рабочих трансформаторов – SA1, SA2, SA3 (на схеме рис. 10.3б показан только SA1) и резервного трансформатора (SA4) на контак-тор включения КM выключателя Q42. Второй вспомогательный контакт Q11.2

235

действует через контакт KQC1.1 и контакт SA1.2 переключателя блокировки рабочего трансформатора (SA1) на включение выключателя Q13, благодаря чему обеспечивается подача напряжения на первую секцию собственных нужд от резервного трансформатора Т4.

T C

SA1.1

T C

SA1.2

T C

SA1.3

T C

SA4.1

T C

SA4.2

Q12.1

KT2.2

R1KQC1

+1

KT1.1KL1.1

KBS1Q11.1 YAT

Q11-1

Откл. от ключа

управления и защиты

Вкл. от ключа

управления

Вкл. от ключа

управления

+2

+3

+4

-2

-3

-4

KH KQC1.1 Q11.2

KBS2.1

KBS2.2Q13.1

KBS2

KMQ13

KMQ42

KBS3

KL1

KBS3.2

KBS3.1

Q42.1Q11.3KQC1.2

KV3.1

SF.5

KVZ.1 KV2.1

KV1.1

KT2.1

R2KT2

KT1

Рис. 10.3б. АВР трансформатора собственных нужд (цепи оперативного то-ка)

236

Для того чтобы обеспечить действие АВР при отключении выключателя Q12 со стороны высшего напряжения рабочего трансформатора, в схеме преду-смотрена подача импульса от вспомогательного контакта этого выключателя Q12.1 на отключение выключателя Q11. После отключения выключателя Q11 АВР работает, как рассмотрено выше. В цепи отключения выключателя Q11 от вспомогательного контакта выключателя Q12 введен контакт SA1.1 переключа-теля SA1. При ремонте рабочего трансформатора переключатель SA1 отключа-ется и данная блокировка не действует, что позволяет свободно оперировать выключателями трансформатора Т1.

Для осуществления пуска АВР при исчезновении напряжения на питаю-щих шинах РУ собственных нужд, когда выключатели рабочего трансформато-ра остаются включенными, предусмотрен пусковой орган минимального на-пряжения – рис. 10.3в.

Аналогично схеме пускового органа минимального напряжения, приве-денной на рис. 10.2б, для пуска схемы АВР в рассматриваемом случае необхо-димо срабатывание двух реле напряжения (KV1 и KV2 на рис. 10.3в) и реле KT1 и KT2. В качестве дополнительных реле KV2 и KT2 используются реле первой ступени защиты минимального напряжения, предназначенной для отключения неответственных электродвигателей в режиме самозапуска. На реле KV2 вы-полняется обычно уставка 70 В, и оно срабатывает одновременно с реле KV1 при исчезновении напряжения на шинах 6 кВ, обеспечивая пуск схемы АВР. Для исключения ложного срабатывания пускового органа АВР и защиты мини-мального напряжения электродвигателей при отключении автоматического вы-ключателя SF, установленного во вторичных цепях трансформатора напряже-ния, плюс на контакты реле напряжения подается через замыкающий контакт автомата SF.5 (называемый иначе «блок-контакт автоматики» – БКА), замкну-тый при включенном автоматическом выключателе.

Предусмотренные в схеме на рис. 10.3б блокировки не исключают воз-можности ложного срабатывания пускового органа в случае перегорания пре-дохранителя в средней фазе на стороне высшего напряжения ТV1, когда могут одновременно сработать оба реле напряжения KV1 и KV2. Для предотвращения ложного срабатывания пускового органа АВР в этом случае плюс на схему по-дается через размыкающий контакт фильтр-реле напряжения обратной после-довательности KVZ (типа РНФ-1М), установленного в схеме защиты мини-мального напряжения электродвигателей, питающихся от данной секции шин собственных нужд.

237

TV1

KV1 KV2

SF

abc0

от TV4

KVZ

KV3

SF.5

Рис. 10.3в. АВР трансформатора собственных нужд (цепи напряжения)

В цепи отключения выключателя трансформатора от пускового органа АВР включены замыкающие контакты реле KL1, замкнутые при наличии на-пряжения на резервном источнике питания. Промежуточное реле KL1 приходит в действие от контактов реле максимального напряжения KV3 и служит для размножения контактов последнего с целью использования их в цепях отключе-ния других рабочих трансформаторов.

В случае вывода в ремонт резервного трансформатора Т4 АВР может ос-таться включенным. При этом резервирование обеспечивается от наименее за-груженного рабочего трансформатора. При выводе в ремонт резервного транс-форматора отключаются его разъединители QS42 и QS41 и на шины резерв-ного питания подается напряжение, например, от трансформатора ТЗ вклю-чением выключателя Q33. Переводом переключателя SA4 в положение «T» («отключено») отключается действие АВР на включение выключателя Q42 ре-зервного трансформатора Т4 (контакт SA4.1). Контактом SA4.2 этого переклю-чателя шунтируется контакт реле напряжения KV3 для того, чтобы контроль наличия напряжения на шинах резервного трансформатора не влиял на работу

238

пускового органа АВР. При выведенном из работы резервном трансформаторе отключение рабочих трансформаторов Т1 и Т2 резервируется автоматическим включением соответствующих выключателей – Q13 или Q23. Отключение ра-бочего трансформатора ТЗ не резервируется. Схема АВР для реактированных линий собственных нужд выполняется аналогично, при этом, однако, отсутст-вует цепь на включение выключателя резервной линии со стороны питания. Этот выключатель постоянно включен, так как в реакторе отсутствуют потери холостого хода.

АВР СЕКЦИОННОГО ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ ПОДСТАНЦИИ С

СИНХРОННЫМ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕМ

На подстанциях высокого напряжения наряду с АВР трансформаторов, которые могут выполняться по схемам, аналогичным рассмотренным выше, применяются АВР секционных и шиносоединительных выключателей и АВР линий.

Схема АВР секционного выключателя, приведенная на рис. 10.4, отлича-ется от рассмотренных выше некоторыми особенностями. Питание секций шин подстанции, к одной из которых подключен синхронный электродвигатель (СД) M большой мощности, производится от двух рабочих трансформаторов Т1 и Т2. При отключении любого из них происходит автоматическое включе-ние секционного выключателя Q5. Однократность действия АВР в схеме на рис. 10.4 обеспечивается так же, как и в схемах, рассмотренных выше, с помо-щью реле KQC1 и KQC3 (реле положения «Включено» в схеме управления со-ответствующими выключателями, катушка KQC2 на рис. 10.4б не показана).

В случае отключения выключателя Q1 трансформатора Т1, питающего первую секцию, замыкается вспомогательный контакт этого выключателя Q1.2 и через замкнутый в рабочем состоянии схемы контакт KQC1.1 реле KQC1 по-дает импульс на катушку включения YACQ5 выключателя Q5.

Из-за наличия на второй секции синхронного двигателя M (или синхрон-ного компенсатора) действие АВР при отключении выключателя QЗ будет про-исходить по-другому. После отключения трансформатора Т2, питающего вто-рую секцию, частота вращения синхронного электродвигателя (синхронного компенсатора) будет уменьшаться постепенно, вследствие чего при действии АВР он может быть включен несинхронно через трансформатор Т1. Если тол-чок тока при несинхронном включении превышает величину, допустимую для синхронного электродвигателя (компенсатора) или трансформатора, синхрон-ный электродвигатель (компенсатор) необходимо предварительно отключить и лишь затем включить секционный выключатель. Отключение выключателя Q6

239

синхронного электродвигателя (компенсатора) в схеме на рис. 10.4 производит-ся от вспомогательного контакта Q3.2 выключателя QЗ при его отключении. В цепи отключения предусмотрена накладка SX1 для вывода цепи отключения из действия, что необходимо на случай питания обеих секций от трансформатора Т1 при замкнутом секционном выключателе. После отключения выключателя синхронного электродвигателя (компенсатора) его вспомогательным контактом Q6.2 будет замкнута цепь на включение выключателя Q5.

Допускается вместо отключения выключателя синхронного электродви-гателя (компенсатора) кратковременно отключать автомат гашения поля (АГП) и включать его вновь после включения секционного выключателя Q5. Толчок тока при таком способе будет меньше, чем при несинхронном включении, а по-сле обратного включения АГП синхронный электродвигатель (компенсатор) втянется в синхронизм, т. е. произойдет его самосинхронизация. При наличии на подстанции нескольких синхронных электродвигателей контроль допусти-мости включения секционного выключателя от АВР обычно осуществляется с помощью реле минимального напряжения, т. е. АВР осуществляется с ожида-нием снижения напряжения до 0,5–0,6 номинального.

Для быстрого отключения секционного выключателя в случае включения на неустранившееся КЗ на шинах подстанции, в схеме предусмотрено ускоре-ние защиты секционного выключателя Q5 после АВР. Ускорение осуществля-ется контактами РПВ1.2 и KQC3.2 реле KQC1 и KQC3, которые подают плюс на мгновенный контакт реле времени защиты секционного выключателя. При ра-боте с включенным секционным выключателем ускорение может быть выведе-но из действия накладкой SX2.

В отличие от схем АВР, рассмотренных выше, в схеме на рис. 10.4 отсут-ствует пусковой орган минимального напряжения, который в данном случае не нужен, так как оба источника питаются от общих шин высшего напряжения. При исчезновении напряжения на этих шинах действие АВР будет бесполез-ным. Таким образом, в случаях, когда рабочий и резервный источники питают-ся от общих шин, пусковой орган минимального напряжения устанавливать не требуется.

240

Q3

Т2

Q4

Q6

Q1

Т1

Q2

M=

Q5

M

1-я секция 2-я секция

а)

+1

KQC1.2

Q4.2

KH1 Q5.1

SX1

-1Q2.2

KQC1 R1

Q1.1 YATQ1

YACQ5

YATQ6

YATQ3

Q1.2

Q3.3

KQC3.1

Q6.2

KH2

KQC1.1

KQC2Q6.1

KQC3.2SX2

Q3.1

KQC3 R2

Ускорение

защиты

б)

Q3.2

Рис. 10.4. АВР секционного выключателя для подстанции с синхронным элек-тродвигателем

241

а – поясняющая схема; б – оперативные цепи АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ РЕЗЕРВНЫХ МЕХАНИЗМОВ

В установках собственных нужд тепловых электростанций наряду с рабо-чими предусматривается установка резервных механизмов, предназначенных для замены рабочего механизма при ремонте или неисправности. Кроме того, резервный механизм используется для участия в совместной работе с рабочим, когда последний один не может обеспечить нормального ведения технологиче-ского режима. Для выявления нарушения технологического режима использу-ются специальные реле, реагирующие на неэлектрические величины. Так, на-пример, реле давления, срабатывающие при понижении давления питательной воды в напорных линиях, могут быть использованы как датчики для пуска электродвигателя резервного питательного насоса. Для ускорения пуска ре-зервного агрегата включение в работу его электродвигателя (АВР резервного агрегата) производится также от вспомогательного контакта выключателя элек-тродвигателя рабочего агрегата при его отключении.

На рис. 10.5 приведена схема АВР двух электронасосов, каждый из кото-рых может быть рабочим или резервным. Выбор рабочего электронасоса произ-водится ключом SA1. На рис. 10.5б показаны общие цепи оперативного тока АВР. Цепи управления выключателей Q1 и Q2 выполняются по обычным схе-мам. Пусковым органом АВР является электроконтактный манометр КМ, кон-тролирующий давление в магистрали за насосом после обратных клапанов. По-ложение ключа SA1 в схеме на рис. 10.5б соответствует случаю, когда электро-насос НС2 находится в работе, а электронасос НС1 в резерве. После пуска элек-тронасоса НС2 и появления нормального давления в магистрали контакт КМ.1 замыкается, а КМ.2 размыкается. При этом срабатывает промежуточное реле KL1, которое контактом KL1.1 шунтирует контакт КМ.1 для его разгрузки, а контактом KL1.2 подготавливает цепь включения реле KL2. В таком положении АВР готов к действию. В случае отключений выключателя Q2 замыкается его вспомогательный контакт и через еще замкнутый контакт реле однократности включения этого выключателя KQC2 (реле положения «Включено») воздейст-вует на KL2, включающее через контакт KL2.2 выключатель Q1. Аналогично действует АВР, если в работе находился электронасос НС1 и отключился вы-ключатель Q1.

В случае снижения давления в магистрали контакт КМ.1 размыкается, КМ.2 замыкается и также воздействует на реле KL2, которое включает Q1. В обоих случаях реле KL2, сработав, размыкает контактом KL2.1 цепь обмотки

242

реле KL1, чем разбирается схема АВР и обеспечивается однократность включе-ния при действии АВР от контакта манометра.

Q1 Q2

M MM1 M2

НС1 НС2

КМ

Рис. 10.5а. АВР электродвигателей насосов (поясняющая схема)

БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩЕЕ МИКРОПРОЦЕССОРНОЕ

УСТРОЙСТВО АВР (БАВР)

Пусковой орган БАВР (рис. 10.6б) значительно сложнее. Он состоит из двух различных комплектов измерительных реле АК1 и АК2, действующих че-рез логическую часть ЛЧ одновременно на включение резервного (секционно-го) Q3 и отключение соответствующего рабочего Q1 (или Q2) быстродейст-вующих вакуумных выключателей двухтрансформаторной подстанции (рис. 10.6а), питающей синхронную нагрузку от двух разных взаиморезервирующих источников питания ИП1, ИП2.

Первый комплект AK1, предназначенный для действия при потере пита-ния секции, в частности при трехфазном КЗ в цепях рабочего источника пита-ния (например, К1 на линии W1), содержит измерительные фильтр-реле напря-жения KVZ1 и направления активной мощности KWZ1 прямой последователь-ности и угла KΘZ1 сдвига фаз между напряжениями прямой последовательно-сти на секциях шин ПС. В нормальном режиме напряжение номинальное, сдвиг

243

по фазе отсутствует, а мощность направлена от источника питания к на-грузке.

T C

SA1.3

T C

SA1.4

T C

SA1.1

T C

SA1.2

KM.1

KL1.1

KL2.1KL1

- 1+ 1

KM.2

KQC1Q.1

KL1.2

KL2

KQC2

Q.2

KL2.2

KL2.3

Включение Q1

Включение Q2

+ 2

+ 3

Рис. 10.5б. АВР электродвигателей насосов (цепи оперативного тока)

При указанном трехфазном КЗ или отключении выключателя на пе-

редающем конце линии напряжение снижается или исчезает, изменяется на противоположное направление активной мощности, выдаваемой синхронными электродвигателями (СД), появляется и увеличивается угол Θ сдвига фаз между напряжением на выводах уменьшающих частоту вращения M1 (т.е. напряжени-ем резервируемой секции) и напряжением резервирующей секций: фильтр-реле KΘZ1 подключены к измерительным трансформаторам напряжения TV1, TV2 разных секций. Срабатывают фильтр-реле KVZ1 или KΘZ1, или оба (логический элемент DW1) и KWZ1 (логический элемент DX1), и через логический элемент DW2 формируется управляющее рабочим и резервным выключателями воздей-ствие АВР.

244

ИП1

K1K3

TV3

TV2TV1

Q1 Q2Q3

АВР (AKQ)K2

ИП2

W1 W2

T1 T2

TA1 TA2

F1 F2

M1 M2

Рис. 10.6а. Схема подстанции для БАВР

При трехфазном или двухфазном КЗ на отходящей от секции шин линии (K2), при которых АВР не требуется, не срабатывает фильтр-реле KWZ1; СД потребляют активную мощность, и БАВР не действует.

Однако по указанной причине оно не запускается и при несимметричных КЗ в цепях источника питания (К1), при которых АВР необходимо. При этом вступает в действие второй комплект пусковых реле АК2: фильтр-реле KVZ2 напряжения обратной последовательности и KAZ1 реактивных мощности или тока прямой последовательности (логический элемент DX2). Действие KVZ2 очевидно, а фильтр-реле KAZ1 срабатывает вследствие возрастания в несколько раз генерируемого СД реактивного тока.

Рассмотренный пусковой орган излишне срабатывает при КЗ в элек-трической сети рабочего источника (например, КЗ), когда АВР не требуется.

245

Как указывалось, реле KWZ1 отказывает при несимметричных КЗ, при которых АВР необходимо.

P < 0

KWZ1

U1 <

KVZ1

Θ >

KΘZ1

AK1

AK2

U2 >

KVZ2

Ip >

KAZ1

От TA1

От TV1

От

TV2

1

DW1

&

DX2

&

DX1

1

DW2

ЛЧ

На откл.

Q1 и

вкл. Q3

От TV3

Рис. 10.6б. Функциональная схема БАВР

246

Поэтому в микропроцессорном БАВР пусковой измерительный орган состоит из направленного измерительного фильтр-реле сопротивления KZZ1 и мини-мального фильтр-реле тока KAZ1 прямой последовательности (рис. 10.7), подключенных к измерительным трансформаторам напряжения резервируемой секции, например TV1, и тока ТА1 (см. рис. 10.6,а). Фильтр-реле KZZ1 четко срабатывает при любом КЗ в цепях источника питания (К1) и не срабатывает при КЗ на линиях, отходящих от резервируемой секции шин (К2), поскольку направление мощности прямой последовательности (реле направленное) сохра-няется таким же, как и в нормальном режиме.

ЦФОСН1

От

TV

1

U1 >

&

DX

ЛЧ

На откл.

Q1 и

вкл. Q3

ОСНПП1 Z1 <

I1 <

U1 >

ЦФОСТ

От

TA

1

ОСТПП

ЦФОСН3

От

TV

2

ОСНПП2

От

TV

3

1

DW

На откл.

Q3 и

вкл. Q1

2

3

KZZ1

KAZ1

KVZ1.1

KVZ2.1

ЦФОСН2

ОСНПП3

Рис. 10.7. Функциональная схема микропроцессорного устройства БАВР

Фильтр-реле KAZ1 запускает БАВР (логический элемент DW) при потере

питания, например вследствие отключения выключателя передающего конца рабочей линии W1. Однако фильтр-реле KZZ1 не отличает КЗ в сети рабочего источника (К1) от КЗ на питающей линии (КЗ): излишнее действие БАВР не

247

устраняется. Поэтому предусматривается максимальное измерительное фильтр-реле напряжения KVZ2.1, подключенное к трансформатору напряжения TV3 ра-бочего трансформатора (см. рис. 10.6,а), которое после отключения КЗ в сети и восстановления напряжения рабочего источника ликвидирует излишнее дейст-вие БАВР, включая рабочий и отключая резервный выключатели.

На схеме (рис. 10.7) показано и максимальное фильтр-реле KVZ1.1 на-пряжения прямой последовательности, подключенное к измерительному трансформатору напряжения TV2 резервирующей секции (см. рис. 10.6,а), кон-тролирующее наличие на ней напряжения и поэтому действующее с измери-тельным органом через элемент DX логической части ЛЧ автоматического уст-ройства.

Микропроцессорный пусковой орган практически безынерционен: на формирование ортогональных составляющих междуфазных напряжений (циф-ровые формирователи – ЦФОСН) и разностей фазных токов (ЦФОСТ) затрачи-вается один-два интервала Т их дискретизации аналого-цифровым преобразо-вателем, а на формирование из них ортогональных составляющих напряжений (ОСНПП) и токов (ОСТПП) прямой последовательности и на действие измери-тельных реле – лишь вычислительное время микропроцессора, укладывающее-ся в один интервал дискретизации. При быстродействующих вакуумных вы-ключателях микропроцессорные устройства БАВР значительно эффективнее его аналоговых прототипов.

Микропроцессорные устройства АВР входят в состав нескольких, разра-ботанных в последнее время, многофункциональных интегрированных про-граммных устройств противоаварийной автоматики.

Требования к отчету: В отчете по работе должна быть изображена с со-блюдением требований ЕСКД схема АВР, заданная преподавателем для само-стоятельного изучения. По усмотрению студента может быть приведен краткий конспект, в котором поясняется работа схема. При сдаче зачета необходимо уметь давать пояснения по существу выполненного задания, а также показать знание предмета в объеме программы.


1. Почему включение резервного источника должно происходить толь-

ко после отключения рабочего? 2. С какой целью применяются пусковые органы в устройствах АВР

и в каких случаях не требуется их установка?

248

3. Сравните различные варианты выполнения пусковых органов. 4. В каких случаях осуществляется ускорение действия защиты после

АВР и почему? 5. Чем обеспечивается однократность действия схемы АВР трансфор-

матора? 6. По каким формулам выбираются уставки АВР? 7. Как работает схема АВР при различных видах повреждений и ненор-

мальных режимах?

249

11. РАСЧЕТ ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ НЕСИНХРОННОГО АПВ НА ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ С ДВУСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ [8]

Цель практического занятия: Согласно ПУЭ устройствами автоматиче-ского повторного включения (АПВ) должны быть оснащены все воздушные и воздушно-кабельные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ. Цель работы – ознакомление с требованиями, которым должны отвечать схемы АПВ и с принципом работы автоматического повторного включения ли-нии. Изучение конструкции реле повторного включения. Оценка возможности применения несинхронного АПВ на линии с двусторонним питанием. Порядок проведения практического занятия: В аудитории выполняется подробный разбор теоретической части занятия и приведенного примера.

Теоретическая часть. Устройства АПВ применяются на воздушных и смешанных (воздушно-кабельных) линиях напряжением 1000 В и выше; на шинах электростанции и подстанций, оборудованных специальной зашитой; на понижающих трансформаторах мощностью более 1000 кВА, имеющих с пи-тающей стороны максимальную токовую защиту, в тех случаях, когда отклю-чение трансформатора приводит к обесточению потребителей; на обходных и шиносоединительных выключателях и на ответственных электродвигателях, отключаемых по условию самозапуска других двигателей.

Однократное трехфазное АПВ линий с односторонним питанием Выдержка времени на срабатывание:

1 . . .АПВ г п запt t t− ≥ + , (11.1)

1 ... .АПВ Q запвклд сt t t t− ≥ − + , (11.2)

1 .. .АПВ Q Q запгот вклt t t t− ≥ − + , (11.3)

1 . . ..АПВ Qв защ запвклt t t t− ≥ − + , (11.4)

где . .г пt – время готовности привода, равное 0,2-1,0 с, в зависимости от типа

привода;

. .д сt – время деионизации среды в месте КЗ, равное 0,07 – 0,08с для ли-

ний напряжением до 35 кВ; 0,15с – для линий напряжением 110 кВ; 0,3с – для линий напряжением 220 кВ и 0,35 – 0,40с – для линий напряжением 330-500 кВ;

.Qвклt – время включения выключателя;

250

.Qготt – время готовности выключателя;

. .в защt – время возврата релейной защиты, установленной со стороны

источника питания;

. 0, 4 0,5запt = ÷ с – время запаса.

Выдержка времени на возврат

2 1 .. ..АПВ АПВ Q Q запвкл отклРЗмаксt t t t t t− −≥ + + + + , (11.5)

2 1АПВ паузыt t− ≥ , (11.6)

где .РЗмаксt – максимальная выдержка времени релейной защиты после

включения выключателя на устойчивое КЗ;

.Qотклt – время отключения выключателя;

1паузыt – время, допустимое по условиям работы выключателей, прини-

маемое равным 10 – 15 с. В реле РПВ-58 и РПВ-358 время возврата реле обеспечивается временем

заряда конденсатора:

..

. .

lnКL

питзар

пит сраб

R CU

tU U

= ⋅ ⋅− , (11.7)

где R – сопротивление зарядного резистора, Ом;

C – емкость конденсатора, Ф;

.питU – напряжение питания, принимаемое равным .1,05 номU , В;

.КLсрабU – напряжение срабатывания промежуточного реле устройства

РПВ, В.

Если 2. АПВзарt t −≥ , однократность действия АПВ обеспечена.

Двукратное АПВ линий с односторонним питанием Двукратное АПВ применяется на одиночных воздушных линиях на-

пряжением 35 кВ и выше в случаях, когда эти линии отходят от подстанции без обслуживающего персонала или без телеуправления.

Выдержки времени на срабатывание и возврат в первом цикле – 1АПВt −′ и

2АПВt −′ – определяются аналогично однократному АПВ по формулам (11.1) –

(11.7).

Выдержка времени на срабатывание во втором цикле

251

1 1АПВ паузыt t− ≥′′ , (11.8)

Выдержка времени на возврат во втором цикле

2 1 .. ..АПВ АПВ Q Q запвкл отклРЗмаксt t t t t t− −≥ + + + +′′ ′′ , (11.9)

2 2АПВ паузыt t− ≥′′ , (11.10)

где 2паузыt – время, допустимое по условиям работы выключателей, при-

нимается равным 20 – 60 с.

Схема однократного АПВ на базе реле РПВ-58 приведена на рис. 11.1. В рассматриваемой схеме дистанционное управление выключателем производит-ся ключом управления SA, у которого предусмотрена фиксация положения по-следней операции, и таким образом после операции включения ключ остается в положении «Включено» (C2), а после операции отключения – в положении «Отключено» (T2). Когда выключатель включен и ключ управления находится в положении «Включено», к конденсатору С подводится плюс оперативного тока через контакты ключа и зарядный резистор R1, а минус – через клемму 6. При этом конденсатор заряжен и схема АПВ находится в состоянии готовности к действию.

При включенном выключателе реле положения «Отключено» KQT, осу-ществляющее контроль исправности цепи включения, током не обтекается и контакт его в цепи пуска АПВ разомкнут. Пуск АПВ происходит при отключе-нии выключателя под действием релейной защиты в результате возникновения несоответствия между положением ключа, которое не изменилось, и положени-ем выключателя, который теперь отключен. Несоответствие положений ключа управления и выключателя характеризуется тем, что через контакты ключа 1–3 на схему АПВ по-прежнему подается плюс оперативного тока, а ранее разомк-нутый вспомогательный контакт (блок-контакт) выключателя Q1.1 переклю-чился и замкнул цепь обмотки реле KQT, которое, срабатывая, подает «плюс» на обмотку реле времени KT1.

При срабатывании реле времени размыкается его мгновенный размы-кающий контакт KT1.1, вводя в цепь обмотки реле дополнительное сопротив-ление (резистор R3). Это приводит к уменьшению тока в обмотке реле, благо-даря чему обеспечивается его термическая стойкость при длительном прохож-дении тока.

По истечении установленной выдержки времени реле KT1 замыкает за-мыкающий контакт KT1.2 и подключает параллельную обмотку реле KL1 к конденсатору С.

252

SF1

Т2 Т1 С1 С2

SA.1

KM

+EС -EС

SF1

Т2 Т1 С1 С2

SA.2R1 R2

C

KT1.2 KL1

R3KT1KQT

KT1.1

KL1.1

KL1.2

KL1

7

5

3

1

8

6

4

2

AKS (РПВ-58)

АЧР

KL2

KH

KBSKBS.1

Q1.1KBS.2 Т2 Т1 С1 С2

SA.1

Т2 Т1 С1 С2

SA.1

KL3

РЗ

YATQ1.2

KBS

R4KQT

1 3 2 4

5 7

6 8

Рис. 11.1. Однократное АПВ на ЛЭП с односторонним питанием (оперативные цепи)

Реле KL1 при этом срабатывает от тока разряда конденсатора и, само-удерживаясь через свою вторую обмотку, включенную последовательно с ка-тушкой КМ, подает импульс на катушку промежуточного контактора КМ; по-

253

следний, срабатывая, контактами КМ.1 и КМ.2 замыкает цепь питания соленои-да включения YAC выключателя Q1 – рис. 11.2. Благодаря использованию у реле KL1 последовательной обмотки обеспечивается необходимая длительность импульса для надежного включения выключателя, поскольку параллельная об-мотка этого реле обтекается током кратковременно при разряде конденсато-ра. Выключатель включается, размыкается его вспомогательный контакт Q1.1, и возвращаются в исходное положение реле KQT, KL1 и KT1.

Если повреждение на линии было неустойчивым, то она останется в рабо-те. После размыкания контакта реле времени KT1.2 конденсатор С начнет заря-жаться через зарядный резистор R1. Сопротивление этого резистора выбирается таким, чтобы время заряда составляло 20–25 с. Таким образом, спустя указан-ное время схема АПВ будет автоматически подготовлена к новому действию.

Если повреждение было устойчивым, то выключатель, включившись, вновь отключится защитой и вновь сработают реле KQT и KT1. Реле KL1, одна-ко, при этом второй раз работать не будет, так как конденсатор С был разряжен при первом действии АПВ и зарядиться еще не успел. Таким образом, рассмот-ренная схема обеспечивает однократное действие при устойчивом КЗ на линии.

При оперативном отключении выключателя ключом управления SA несо-ответствия между положением ключа управления и выключателя не возникает и АПВ не действует, так как одновременно с подачей импульса на отключение выключателя (контактами ключа 6–8) размыкаются контакты 1–3, чем снимает-ся плюс оперативного тока со схемы АПВ. Поэтому срабатывает только реле KQT, а реле KT1 и KL1 не сработают. Одновременно со снятием оперативного тока контактами 1–3 ключа КУ замыкаются контакты 2–4, конденсатор С раз-ряжается через резистор R2. При оперативном включении выключателя ключом управления готовность АПВ к действию наступает после заряда конденсатора С через 20–25 с. Поэтому при оперативном включении выключателя отключать АПВ не требуется.

При отключении линии устройством автоматики, когда действие АПВ не требуется (например – АЧР), через резистор R2 производится разряд конденса-тора С.

Рис. 11.2. Однократное АПВ на ЛЭП с односторонним питанием

254

(цепи соленоида включения)

Для предотвращения многократного включения выключателя на устойчи-вое КЗ, что могло бы иметь место в случае «залипания» контактов реле KL1 в замкнутом состоянии, в схеме управления (рис. 11.1) устанавливается специ-альное промежуточное реле KBS (типа РП-232) с двумя обмотками: рабочей по-следовательной и удерживающей параллельной. Реле KBS срабатывает при прохождении тока по катушке отключения выключателя и удерживается в сра-ботавшем положении до снятия команды на включение. При этом цепь КМ ра-зомкнута размыкающим контактом KBS.2, чем предотвращается включение вы-ключателя.

Ускорение действия релейной защиты при АПВ

Ускорение защиты после АПВ. Повторное включение на устойчивое по-вреждение линии, не имеющей быстродействующей защиты, вредно отражается на работе потребителей, приводит к увеличению размеров повреждения в месте КЗ и усугубляет опасность нарушения устойчивости параллельной работы электростанций. Поэтому перед повторным включением выключателя линии производится ускорение действия ее защиты, т. е. автоматическое снижение или исключение полностью выдержки времени.

Ускорение защиты после АПВ предусматривается директивными мате-риалами не только для линий, не имеющих быстродействующую защиту, но также для линий, имеющих сложные быстродействующие защиты, как мера по-вышения надежности защиты линии в целом. На кабельных линиях ускорение защиты после АПВ необходимо применять для предотвращения повреждения кабелей из-за перегрева при длительном прохождении тока.

На рис. 11.3,б показана схема выполнения ускорения максимальной токо-вой защиты после АПВ. Ускоренное действие защиты осуществляется через мгновенный контакт KT2.1 реле времени KT2. Цепь ускоренного действия нор-мально разомкнута контактом промежуточного реле ускорения KL2, которое срабатывает перед повторным включением выключателя и, имея замедление на возврат, держит свой контакт замкнутым в течение 0,7–1 с. Поэтому если по-вторное включение происходит на устойчивое КЗ, то защита второй раз подей-ствует без выдержки времени по цепи ускорения через контакт реле KL2, в ка-честве которого обычно используется реле типа РП-252.

255

KL2

KT2KA1.1

От

клеммы 2

AKSKL3KT2.2

KL3

От

клеммы 2

AKSKL2

KT2.1KL2.1

KT2.2

KT2.1 KL2.1

KL2.2

а)

б)

в)

Рис. 11.3. Ускорение действия релейной защиты при АПВ а) пуск реле времени от МТЗ; б) ускорение защиты после АПВ;

в) ускорение защиты до АПВ

Ускорение защиты до АПВ. Ускорение защиты до АПВ позволяет уско-рить отключение КЗ и обеспечить селективную ликвидацию повреждений. Максимальная токовая защита МТ31, установленная на линии W1, ближайшей к источнику питания, по условию селективности должна иметь выдержку време-ни больше, чем максимальная токовая защита МТ32 линии W2 (более удален-ной от источника питания). Одним из способов, обеспечивающих быстрое от-ключение повреждений на линии W1 без применения сложных защит, является ускорение максимальной токовой защиты этой линии до АПВ. С этой цельно защита МТ31 выполняется так, что при возникновении КЗ она первый раз дей-

256

ствует без выдержки времени независимо от того, на какой из линий произошло КЗ, а после АПВ действует с нормальной выдержкой времени.

В случае КЗ на линии W1 срабатывает защита МТ31 (замыкается контакт KA1.1 и запускает реле времени KT2). Первыми замыкается контакт KT2.1 в це-пи ускорения и отключает эту линию без выдержки времени – рис. 11.3, в. По-сле АПВ, если повреждение устранилось, линия остается в работе; если же по-вреждение оказалось устойчивым, линия вновь отключится, но уже с выдерж-кой времени: при срабатывании выходного реле АПВ (KL1) произойдет пуск реле ускорения KL2, у которого переключаются контакты KL2.1 и KL2.1. Кон-тактом KL2.1 разрывается цепь ускорения, а контактом KL2.1 реле KL2 будет удерживаться в сработавшем положении до тех пор, пока не отключится КЗ и не разомкнутся контакты реле защиты.

АПВ линий с двусторонним питанием

При повреждении линию необходимо отключить с обоих сторон, что не-обходимо для деионизации воздушного промежутка в месте КЗ. Действие уст-ройств АПВ на выключатели должно быть согласованным и осуществляться только однократно.

Выдержка времени на срабатывание:

1 . . .АПВ г п запt t t− ≥ + , (11.11)

1 ... .АПВ Q запвклд сt t t t− ≥ − + , (11.12)

1 2 1 . 2 1. . . . .АПВ Q Qзащ макс защ мин откл отклt t t t t− ≥ − + − −

.. . .Q запвкл i д сt t t− + + ,

(11.13)

где 2 ..защ максt и 1 ..защ минt – максимальная и минимальная выдержки вре-

мени защит на обеих концах защищаемой линии;

2.Qотклt и 1.Qотклt – время отключения выключателей с обеих сторон

линии;

.Qвкл it – время включения выключателя с расчетной стороны линии.

Выдержка времени на возврат определяется по формулам (11.14) и (11.15):

2 1 .. ..АПВ АПВ Q Q запвкл отклРЗмаксt t t t t t− −≥ + + + + , (11.14)

2 1АПВ паузыt t− ≥ , (11.15)

257

где .РЗмаксt – максимальная выдержка времени релейной защиты после

включения выключателя на устойчивое КЗ;

.Qотклt – время отключения выключателя;

1паузыt – время, допустимое по условиям работы выключателей, прини-

маемое равным 10 – 15 с. В реле РПВ-58 и РПВ-358 время возврата реле обеспечивается временем

заряда конденсатора:

..

. .

lnКL

питзар

пит сраб

R CU

tU U

= ⋅ ⋅− , (11.16)

где R – сопротивление зарядного резистора, Ом;

C – емкость конденсатора, Ф;

.питU – напряжение питания, принимаемое равным .1,05 номU , В;

.КLсрабU – напряжение срабатывания промежуточного реле устройства

РПВ, В.

Если 2. АПВзарt t −≥ , однократность действия АПВ обеспечена.

Для того чтобы порядок подачи команд от устройств АПВ на выключатели можно было изменять по мере необходимости, дополнительно устанавливаются устройства контроля отсутствия напряжения на линии – КОН, и контроля наличия напряжения – КНН – рис. 11.4.

Благодаря этому включение от АПВ на устойчивое КЗ происходит только один раз – с той стороны, где контролируется отсутствие напряжения. Включение выключателя с другой стороны будет происходить лишь в том случае, если повреждение устранилось и линия держит напряжение. Изменяя положение накладок SX, функции КОН и КНН можно менять местами.

Смотря по обстоятельствам, могут применяться следующие виды трехфазного АПВ: несинхронное – НАПВ, быстродействующее – БАПВ, с ожиданием (контролем) синхронизма – АПВОС, с улавливанием синхронизма – АПВУС и с самосинхронизацией – АПВС.

258

W1Q2Q1 Q3 Q4

TV2TV1

KV1.1KQT

KV1.2SX

KV1 KV2

KV2.1KQT

KV2.2SX

АПВ АПВ

(AKS) (AKS)

Контроль

отсутствия

напряжения (КОН)

Контроль наличия

напряжения (КНН)

Рис. 11.4. АПВ на линии с двусторонним питанием, в комплекты которого

введены устройства контроля напряжения

Несинхронное АПВ (НАПВ) Несинхронное АПВ может применяться на одиночных (без шунти-

рующих связей) линиях с двусторонним питанием. Расчет НАПВ сводится к проверке допустимости включения с неограниченным углом между векторами одноименных фаз источников питания ИП1 и ИП2 по концам электропередачи. Соответственно этому нормированы максимально допустимые значения (в до-лях от номинального) тока несинхронного включения с углом 1800:

– для турбогенераторов и гидрогенераторов при учете возможных повы-шений относительных значений ЭДС соответственно до 1,2 и до 1,5

. .0,625

нес вклdx

I ≤′′ , (11.17)

– для синхронных компенсаторов

. .0,84

нес вклdx

I ≤′′ , (11.18)

– для трансформаторов

259

. .100

(%)нес вклкU

I ≤ , (11.19)

где dx′′ – сверхпереходное сопротивление генераторов и синхронных

компенсаторов;

(%)кU – напряжение КЗ трансформаторов;

. .нес вклI – максимально возможный ток несинхронного включения (пе-

риодическая составляющая), о.е.:

. ...

Г ГС С

W ГСнес вкл

эквэкв

U E U E

x x x xI

Σ

′′ ′′+ += =

+ + , (11.20)

где xΣ – суммарное сопротивление между ЭДС генератора ГE′′ и напряже-

нием энергосистемы СU , о.е.

Если расчет несинхронного АПВ ведется при значениях частоты и на-пряжения, отличающихся от номинальных не более чем на 5%, то токи несин-хронного включения можно увеличить на 13% для турбогенераторов и на 35% – для гидрогенераторов.

В формуле (11.20) ток определяется без учета нагрузки. Если в результате проверки допустимая кратность токов будет превышена, то необходимо учесть влияние нагрузки, которая вводится в расчет следующими параметрами:

. 0,9нагрE =′′ ; . 0,35нагрx = . (11.21)

Допускается в устройстве несинхронного АПВ с одной стороны линии выполнять контроль наличия напряжения с уставкой срабатывания

.. .

(0,7 0,8)

TV

номс р

UU

n⋅

=÷

. (11.22)

Пример 11.1. На линии электропередачи 110 кВ, соединяющей электри-ческую станцию и систему большой мощности (рис. 11.5,а) необходимо уста-новить устройство автоматического повторного включения. К сборным шинам станции с установленной мощностью 50 МВт подключена нагрузка мощностью 75 МВт, т.е. значительно превышающая мощность данной станции. Все пара-метры оборудования приведены на схеме (рис. 11.5,а).

Необходимо определить допустимость применения на данной линии не-синхронного АПВ (НАПВ).

260

Решение. Первоначально проведем расчет без учета нагрузки. Реактив-

ные сопротивления, приведенные к базисной мощности 100бS = МВА,

показаны на схеме замещения – рис. 11.5,б. Результирующее сопротивление в схеме замещения:

.0, 4 0,334

0, 264 0,6312резx

+= + = .

Рис. 11.5. Схема электростанции, включаемой без проверки синхронизма на систему большой мощности (а) и ее схема замещения без учета нагрузки (б)

[9].

Тогда максимальное значение тока несинхронного включения, опреде-ляемое по формуле (11.20) при 1,05ГСU E′′= = :

..

1,05 1,053,33

0,631ГС

нсрез

U EI

x

+ += = =

′′.

При этом ток несинхронного включения в каждом из двух одинаковых генераторов станции:

. . ..

cos 100 0,80,5 0,5 3,33 5,328

25б

нс г нс номном

SI

PI I

ϕ⋅ ⋅= ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅ = .

261

По условию (11.17) максимально допустимый ток несинхронного вклю-чения для турбогенератора:

.. .0,625 0,625

50,125 номнс г доп

d

Ix

I = = =′′

Ток несинхронного включения при НАПВ превышает допустимое по ус-ловию (11.17) значение, т.е. при отсутствии нагрузки НАПВ недопустимо. Сде-лаем дополнительный расчет условий допустимости несинхронного АПВ – с учетом нагрузки. Параметры нагрузки принимаем в соответствии с (11.21). Реактивное сопротивление нагрузки, приведенное к базисной мощности:

..

cos 100 0,850,35 0,5 0,367

75б

нагрнагр

Sx

P

ϕ⋅ ⋅= ⋅ = ⋅ = .

Схема замещения с учетом нагрузки приведена на рис. 11.6.

Рис. 11.6. Схема замещения электростанции (рис. 11.5) с учетом нагрузки [9].

Упрощаем схему замещения. Эквивалентное сопротивление блоков гене-ратор-трансформатор станции

1,20, 4 0,334

0,3672Гx

+= = .

Эквивалентное сопротивление блоков станции и нагрузки:

.0,367 0,397

0,1910,367 0,397эквx

⋅= =

+ .

Эквивалентная э.д.с. генераторов станции и нагрузки:

262

. . 1,2.

. 1,2

1,05 0,397 0,9 0,3670,977

0,397 0,367

нагр нагрГ Гэкв

нагр Г

х Е х

х х

ЕЕ

⋅ + ⋅ ⋅ + ⋅= = =

+ + .

Результирующее сопротивление схемы замещения:

. . 0,191 0, 264 0, 455рез экв lx x x= + = + = .

Максимальное значение тока несинхронного включения:

..

.

1,05 0,9774, 45

0, 455эквС

нсрез

U EI

x

+ += = = .

Ток несинхронного включения в каждом из двух одинаковых генераторов станции:

.. . .

. .1,2

cos0,5

нагр бнс г нс

нагр номГ

x S

x x PI I

ϕ⋅= ⋅ ⋅ ⋅ =

+

.0,397 100 0,8

0,5 4, 45 3,70,367 0,397 25 í î ìI

⋅= ⋅ ⋅ ⋅ =

+ .

Полученное значение тока несинхронного включения не превышает до-пустимого по условию (11.17), следовательно, при наличии нагрузки примене-ние НАПВ на рассматриваемой линии связи станции с системой большой мощ-ности возможно.

При сдаче зачета необходимо уметь давать пояснения по существу рас-смотренного практического задания, а также показать знание предмета в объе-ме программы.


1. На каких элементах электрической системы допускается автомати-

ческое повторное включение? 2. Что такое «самоустраняющееся повреждение»? 3. Назовите особенности устройств АПВ линий с двусторонним питани-

ем. 4. В каких случаях на линиях с двусторонним питанием допускается при-

менение устройств АПВ тех же типов, что и для линий с односторонним пи-танием и почему?

263

5. Назовите преимущества и недостатки, а также области применения различных типов устройств АПВ линий с двусторонним питанием.

6. В чем состоят преимущества ОАПВ по сравнению с ТАПВ? 7. Каково назначение реле KBS? 8. Зачем применяется ускорение защиты до АПВ и как оно выполняется

после АПВ? 9. Какова эффективность применения устройств АПВ?

264

12. РАСЧЕТ НЕПОЛНОФАЗНОГО РЕЖИМА, ВОЗНИКАЮЩЕГО НА ТРАНСФОРМАТОРЕ, ПИТАЮЩЕМСЯ ПО ТУПИКОВОЙ ВЛ 110 КВ ОТ СИСТЕМЫ БЕСКОНЕЧНОЙ МОЩНОСТИ, ПРИ ОБРЫВЕ ОДНОЙ ФА-

ЗЫ ВЛ [1]

Цель практического занятия: Неполнофазный режим работы трехфаз-ной линии может возникнуть по разным причинам. На ЛЭП СВН – из-за дейст-вия ТЗНП при однофазных коротких замыканиях. Этот режим не является дли-тельным, т.к. на таких линиях устанавливаются устройства ОАПВ. На тупико-вых линиях 110-220 кВ к работе на двух фазах прибегают при необходимости выполнения ремонтов, если согласно расчетам такой режим допустим. Цель работы – освоить методику расчета неполнофазного режима и уяс-нить критерии допустимости этого режима. Порядок проведения практического занятия: В аудитории выполняется подробный разбор теоретической части занятия и приведенного примера.

Теоретическая часть. Неполнофазный режим может быть использован в электрических сетях во время ремонта поврежденной ВЛ, что существенно повышает надежность электроснабжения. Допустимость такого режима долж-на оцениваться с учетом: − соблюдения требований ГОСТ 13109-67 в части отклонений и не-симметрии напряжения основной частоты у потребителей; − непревышения нормированных предельных нагревов силового трансформатора; − непревышения предельных токовых нагрузок оборудования, уста-новленного в цепи заземленных нейтралей и самих заземляющих уст-ройств; − сохранения необходимой селективности настройки устройств релей-ной защиты; − непревышения предельно допустимых по ПТЭ величин неравенства то-ков в фазах генераторов и синхронных компенсаторов; − непревышения предельно допустимых уровней помех на линиях связи и железнодорожной сигнализации, находящихся в зоне влияния дан-ной несимметрично работающей ВЛ. При решении этой задачи проверку заданного несимметричного ре-жима можно ограничить проверкой соблюдения требований ГОСТ 13109-67 и загрузки трансформатора.

265

Расчет проводится с использованием метода симметричных состав-ляющих. Накладываются (совмещаются) два режима: полнофазный нагрузоч-ный (существовавший до возникновения обрыва провода на ВЛ) и дополни-тельный с разрывом одной фазы. Для упрощения расчета учитываются только продольные индуктивные сопротивления элементов сети, а полные

сопротивления нагрузки (для прямой и обратной последовательностей 1нz и

2нz ) вводятся в расчетные схемы как сопротивления индуктивные

1, 21н 1н нz j x j x= ⋅ = ⋅ ⋅ ,

0,352н 2н нz j x j x= ⋅ = ⋅ ⋅ , (12.1)

где нx − сопротивление нагрузки.

Параметры расчетной схемы целесообразно определить в единицах, при-веденных к базисному напряжению, в качестве которого принимается напряже-ние на стороне НН трансформатора, коэффициент трансформации которого ра-вен

ВН

НН

UК

U= , (12.2)

где ВНU − заданное номинальное напряжение ВЛ.

В этом случае приведенное сопротивление прямой и обратной после-довательности ВЛ равно

1

л1 л2 2х х х L

К= = ⋅ ⋅ , (12.3)

а сопротивление нулевой последовательности ВЛ, учитывая наличие грозоза-щитного троса, равно

3л0 л1х х= ⋅ . (12.4)

Для трансформатора со схемой соединения обмоток «звезда с ну-лем/треугольник» значения сопротивлений всех трех последовательностей мо-гут быть приняты равными

100

Х

2НН

Т 1 Т 2 Т 0Т

U Uх х х

S= = = ⋅ . (12.5)

Приведенное сопротивление нагрузки равно

2НН

НН

Uх

S= . (12.6)

266

Сопротивления расчетных схем (определенных для сети в целом) для прямой и обратной последовательностей представляют собой цепочку из по-следовательно включенных сопротивлений линии, трансформатора и нагрузки и определяются по следующим формулам: − для прямой последовательности

1 л1 Т 1 Н 1х х х хΣ = + + . (12.7)

− для обратной последовательности

2 л2 Т 2 Н 2х х х хΣ = + + . (12.8)

В полном сопротивлении нулевой последовательности, в соответствии с условиями задачи, только два последовательно включенных элемента − со-противление линии и трансформатора (так как на стороне ВН трансформатора нейтраль обмотки заземлена наглухо, а линия питается от системы бесконечной мощности)

0 л0 Т 0х х хΣ = + . (12.9)

Комплексная схема замещения для дополнительного режима пред-

ставляет собой параллельное соединение сопротивлений 1х Σ , 2х Σ и 0х Σ (см.

рис. 12.1).

Рис. 12.1.

Эта комплексная схема включена параллельно месту разрыва ВЛ на ток нагрузки предшествующего полнофазного режима, который определяется по формуле

3

н н

НН

SI

U⋅= . (12.10)

В соответствии со сформулированным выше принципом наложения дей-

ствительный ток прямой последовательности 1I , определяется сложением

тока прямой последовательности дополнительного режима . .д р1I с током пред-

шествующего полнофазного режима нI :

267

. .д р н

1 1I I I= + . (12.11)

Из схемы на рис. 12.1 находим токи отдельных последовательностей пу-

тем распределения тока нI пропорционально суммарным проводимостям схем отдельных последовательностей

. . 1

1 1 1

/

/ / /д р н н11

1 2 0 1

х хI I I

х х х хΣ ∆

Σ Σ Σ Σ

= − ⋅ = − ⋅+ +

, (12.12)

1

1 1 1

/

/ / /н н2

21 2 0 2

х хI I I

х х х хΣ ∆

Σ Σ Σ Σ

= − ⋅ = − ⋅+ +

, (12.13)

1

1 1 1

/

/ / /н н0

01 2 0 0

х хI I I

х х х хΣ ∆

Σ Σ Σ Σ

= − ⋅ = − ⋅+ +

, (12.14)

где

1

1 1 1/ / /1 2 0

хх х х∆

Σ Σ Σ

=+ +

. (12.15)

Необходимо обратить внимание на то, что токи обратной и нулевой по-следовательностей являются реальными (действительными) токами в исходной

схеме сети, в связи с чем индексы "д.р." при токах 2I и 0I в (12.13) и (12.14)

отсутствуют. Что касается реального тока прямой последовательности в месте разрыва, то в соответствии с (12.11) и (12.12) он определяется по формуле

. . 1д р н н

1 11

хI I I I

х∆

Σ

= + = ⋅ −

. (12.16)

В соответствии с основными положениями метода симметричных со-ставляющих значения токов в фазах ВЛ и обмотках ВН трансформатора равны

А 1 2 0I I I I= + +& ,

2В 1 2 0I I а I а I= ⋅ + ⋅ +& , (12.17)

2С 1 2 0I I а I а I= ⋅ + ⋅ +& ,

где а и 2а – операторы фазы

0,5 0,866а j+= − ⋅ ,

0,5 0,8662а j−= − ⋅ . (12.18)

Для коэффициента обратной последовательности токов вводится обо-

значение 2iα , он рассчитывается по формуле

268

22i

1

I

Iα = − . (12.19)

Знак " минус" в выражении (12.19) введен в связи с тем, что в на-чальной фазе А векторы прямой и обратной последовательностей сдвинуты друг относительно друга на угол, близкий к 180°.

На рис. 12.2 выполнено графическое построение векторов 3 A1I и 3 A2I

по заданной системе линейных ABI , BCI , ACI и фазных AI , BI , CI век-

торов

Рис. 12.2.

При построении используются известные соотношения

3

( )

2А1 А В С В АВ В

2 2 2В ВС ВС АВ

I I а I а I I I а I

а I а I а I I

= + ⋅ + ⋅ = − ⋅ ⋅ +

+ ⋅ + ⋅ = ⋅ −

&

3 ( )2

А2 В АВ В В ВС

ВС АВ

I I I а I а I а I

а I I

= − + ⋅ + ⋅ + ⋅ =

= ⋅ −

&

(12.20)

По условиям задачи 0АI = , поэтому, используя формулу (12.17), по-

лучим

( )0 1 2I I I= − + . (12.21)

Подставляя в (12.17) соотношение (12.19) и (12.21), получаем

1 1)][ (2В 1 2iI I а аα−= ⋅ − ⋅ −& , (12.22)

269

1 1)][ ( 2С 1 2iI I а аα−= ⋅ − ⋅ −& .

Для расчета модулей фазных токов подставляем значения а и 2а из (12.16) в (12.22):

3 12CВ2i 2i

1 1

II

I Iα α= = ⋅ − + . (12.23)

Допустимая нагрузка трансформатора определяется из условия, что ток в обмотке не превышает номинальную величину, т.е.

B нI I= . (12.24)

Таким образом, предельно допустимая величина тока прямой после-довательности рассчитывается по формуле

3 1

н1доп. 2

2i 2i

II

α α=

⋅ − +. (12.25)

Диапазон изменения 2iα от 0 до 1,0 предполагает изменение величины

1доп. нI I в пределах от 0,58 до 0,67 (максимальное значение достигается при

0,52iα = ).

В соответствии с требованиями ГОСТ 13109-67 к качеству напряжения необходимо в несимметричном режиме определить следующие коэффициенты:

обратной последовательности напряжений 2ε− и нулевой последовательности

напряжений 0ε− :

100а22

ан

U

Uε = ⋅ , %

100а00

ан

U

Uε = ⋅ , %

(12.26)

где анU - номинальная величина; а2U и а0U - соответственно составляющие

обратной и нулевой последовательностей напряжения на стороне НН.

ГОСТ 13109-67 нормирует только величину 2ε : на зажимах любого

трехфазного симметричного приемника длительно допустимо

2%2доп.ε = . (12.27)

270

Ограничение не распространяется на электросети, присоединенные к ши-нам тяговых подстанций железных дорог, электрифицированных на пере-менном токе.

Величина 0ε может иметь такие значения, при которых отклонение на-

пряжения не выходит за пределы допустимых по ГОСТ 13109-67 в послеа-варийных режимах (с учетом влияния и таких факторов, как отклонение напряжений прямой и обратной последовательностей). Величина допустимо-го снижения напряжения при неполнофазном режиме лежит в пределах от 7,5 до 10 % от номинального. Для определения качества напряжения на шинах НН необходимо от токов в обмотке ВН трансформатора перейти к токам в обмотке НН, соединенной в треугольник. Эти токи, приведенные к одному напряжению, определяются по системе уравнений

30 0,866 0,5)(jа1 1 1I I е j I° + ⋅= ⋅ = ⋅& ,

30 0,866 0,5)(j

а2 2 2I I е j I− ° − ⋅= ⋅ = ⋅& . (12.28)

Вводя коэффициент обратной последовательности тока 2α и принимая

во внимание указанные в (12.1) значения сопротивления нагрузки, определяем симметричные составляющие напряжения на шинах HH:

1, 2 1,04 0,6)(а1 н а1 1 нU j х I I х j⋅ −= ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅ ⋅& & ,

0,35 0,303 0,175)(а2 н а2 1 н 2U j х I I х jα⋅ −= ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅ ⋅ − ⋅& & . (12.29)

Фазные напряжения на стороне НН определяются как

1,04 0,303 ) 0,6 0,175[ ( ]а а1 а1 1 н 2 2U U U I х j α α− ⋅ − − ⋅= + = ⋅ ⋅ ⋅& & & ,

1,2 0,35( )2в а1 а2 1 н 2U а U а U I х α+ ⋅= ⋅ + ⋅ = ⋅ ⋅& & & , (12.30)

1,04 0,303 ) 0,6 0,175[ ( ]2с а1 а2 1 н 2 2U а U а U I х j α α− ⋅ − − ⋅= ⋅ + ⋅ = ⋅ ⋅ − ⋅& & & ,

линейные напряжения

1,04 0,303 ) 1,8 0,525[ ( ]ав а в 1 н 2 2U U U I х j α α− ⋅ − − ⋅= − = ⋅ ⋅ ⋅& & & ,

1,04 0,303 ) 1,8 0,525[ ( ]вс в с 1 н 2 2U U U I х j α α− ⋅ + + ⋅= − = ⋅ ⋅ ⋅& & & , (12.31)

0,606 2,08)(са с а 1 н 2U U U I х j α⋅= − = ⋅ ⋅ ⋅ −& & & ,

модули линейных напряжений на стороне НН

271

4,32 1,25 0,366 2ав вс 1 н 2 2U U I х α α+ ⋅ ⋅= = ⋅ ⋅ + .

0,606 2,08)(са 1 н 2U I х α⋅= ⋅ ⋅ − . (12.32)

Коэффициент обратной последовательности напряжения можно полу-чить, подставляя в (12.26) модуль напряжения обратной последовательности, определенный по (12.29):

0,35

100 100а2 2 н

2НН НН

U I х

U Uε

⋅ ⋅= ⋅ = ⋅ . (12.33)

В случае, если показатели качества напряжения в несимметричном режи-ме неудовлетворительны, следует прибегнуть к искусственному выравнива-нию несимметрии, например, путем установки батареи статических конден-саторов. При обрыве фазы А на стороне ВН компенсирующие емкости следу-

ет включить на линейные напряжения всU и авU на стороне НН. Емкость

батареи можно определить следующим образом. Вначале находится допус-тимое значение составляющей обратной последовательности напряжения на стороне НН (здесь и далее указаны модули соответствующих величин):

0,022доп. 2доп. н нU U Uε= ⋅ = ⋅ , (12.34)

где нU - номинальное напряжение на шинах НН.

Соответствующая допустимая величина тока обратной последователь-ности

0,0580,35

2доп. 2доп. н2доп.

2н н н

U U UI

х х х= = = ⋅

⋅, (12.35)

и потребный ток компенсации

0,058 нк 2 2доп. 2

н

UI I I I

х= − = − ⋅ . (12.36)

Емкость батареи равна

2

к кэ

н нf

I IС

U Uπω ⋅ ⋅= =

⋅ ⋅. (12.37)

С учетом частичной компенсация тока обратной последовательности зна-чение коэффициента обратной последовательности тока определяется как

272

0,0582доп. н2

1 н 1

I U

I х Iα ′ = = ⋅

⋅. (12.38)

Подставляя полученное значение 2α ′ в выражения (12.32), можно оп-

ределить величину напряжения на шинах НН с учетом компенсирующей уста-новки.

Пример 12.1. Длина ВЛ 150L = км, мощность трансформатора 80ТS =

МВ·А, нагрузка трансформатора на стороне 10,5 кВ 30нS = МВ·А. Трансфор-

матор имеет схему соединения «звезда с нулем/треугольник», нейтраль на сто-

роне ВН заземлена. Напряжение КЗ трансформатора 10,5%кU = .

ВЛ на одноцепных опорах, защищена грозозащитным тросом, удель-ное индуктивное сопротивление ВЛ 0, 4х = Ом/км – рис. 12.3.

Необходимо определить: показатели несимметричного режима, оценить качество напряжения и загрузку трансформатора, уточнить необходимость в специальной установке компенсации на шинах НН трансформатора и опре-делить мощность этой установки.

Рис. 12.3.

Решение: Определяются параметры расчетной схемы в единицах, приведенных к напряжению стороны НН трансформатора. В соответствия с (12.2) коэффициент трансформации равен

110

10,510,5

ВН

НН

UК

U= = = .

Рассчитываем по (12.3) приведенные сопротивления прямой и обрат-ной последовательностей ВЛ

273

10,5

0, 4 150 0,546110

1 2

л1 л2 2 2х х х L

К⋅ ⋅= = ⋅ ⋅ = = Ом,

по (12.4) – нулевой последовательности

3 3 0,546 1,63л0 л1х х⋅ ⋅= = = Ом,

по (12.5) – приведенные сопротивления прямой, обратной и нулевой после-довательностей трансформатора

10,5 10,5

0,144100 80100

Х

2 2НН

Т 1 Т 2 Т 0Т

U Uх х х

S⋅= = = ⋅ = = Ом.

Приведенное сопротивление нагрузки по (12.6) равно

10,5

3,6730

2 2НН

НН

Uх

S= = = Ом.

а сопротивления прямой и обратной последовательностей нагрузки, в соот-ветствии с (12.1):

1, 2 1, 2 3,67 4, 4н1 нх х⋅ ⋅ == = Ом,

0,35 0,35 3,67 1, 29н2 нх х⋅ ⋅ == = Ом.

Значения полных сопротивлений прямой, обратной и нулевой после-довательностей, используемых в расчетной схеме по рис. 12.1, определяют-ся в соответствии с (12.7) – (12.9):

0,546 0,144 4, 4 5,091 л1 Т 1 Н 1х х х хΣ + + == + + = Ом,

0,546 0,144 1, 29 1,982 л2 Т 2 Н 2х х х хΣ + + == + + = Ом,

1, 63 0,144 1,770 л0 Т 0х х хΣ + == + = Ом.

Сопротивление х∆ рассчитывается по выражению (12.15):

1

0,791 5, 09 1 1,98 1 1,77

1

1 1 1/ / / / / /1 2 0

хх х х∆

Σ Σ Σ

== =+ + + +

Ом.

ток предшествующего полнофазного режима – по (12.10):

30

165010,53 3

н н

НН

SI

U⋅ ⋅= = = А.

274

Составляющие тока прямой, обратной и нулевой последовательностей в неполнофазном режиме определяются соответственно по (12.16), (12.13) и (12.14):

0,79

1650 13905, 09

1 1н1

1

хI I

х∆

Σ

=

= ⋅ − = ⋅ −

А;

0,79

1650 6591,98

н2

2

хI I

х∆

Σ

= −= − ⋅ = − ⋅ А;

0, 79

1650 7351, 77

н0

0

хI I

х∆

Σ

= −= − ⋅ = − ⋅ А;

Ток в нейтрали трансформатора и в заземляющем устройстве, приве-денный к напряжении 110 кВ, можно определить как:

1 1

3 3 735 21010,5

заз. 0I IК

⋅ ⋅ == ⋅ = ⋅ А;

Коэффициент обратной последовательности токов рассчитывается по (12.19)

659

0,6741390

22

1

I

Iα == − = .

По условиям задачи ток в фазе А на стороне ВН трансформатора отсутствует. Модули токов в фазах В и С обмотки ВН в соответствии с (12.23) равны

1390 0,674 0,674 2130А

3 1

3 1

2В C 1 2i 2i

2

I I I α α= = ⋅ ⋅ − + =

= ⋅ ⋅ − + =

Номинальный ток трансформатора на стороне НН составляет

80

440010,53 3

Тн

НН

SI

U⋅ ⋅= = = А.

а предельно допустимая величина тока прямой последовательности

4400

28800,674 0,6743 1 3 1

н1доп. 2 2

2i 2i

II

α α= = =

⋅ − + ⋅ − + А.

275

Таким образом, фактическая величина тока прямой последовательно-сти 1390 А составляет менее 50 % , и, следовательно, по условиям загрузки трансформатора рассматриваемый неполнофазный режим допустим. Для оценки допустимости режима с точки зрения качества напряже-ния на стороне НН по (12.32) определяются модули линейных напряжений

4,32 1, 25 0,366

1390 3,67 4,32 1,25 0,674 0,366 0,674 11,8кВ,

2ав вс 1 н 2 2

2

U U I х α α+ ⋅ ⋅

⋅ ⋅ + ⋅ ⋅

= = ⋅ ⋅ + =

= + =

0,606 2,08)

1390 3,67 0,606 0,674 2,08) 8,55кВ.

(

(

са 1 н 2U I х α⋅

⋅

= ⋅ ⋅ − =

= ⋅ ⋅ − =

Коэффициент обратной последовательности напряжения по (12.33) ра-вен

0,35 0,35 659 3,67

100 100 8,0510,5

2 н2

НН

I х

Uε

⋅ ⋅= =

⋅ ⋅= ⋅ ⋅ %.

что недопустимо. Как показывают расчеты, при заданном условиями задачи режиме для выравнивания несимметрии необходима установка батареи статических кон-денсаторов. Потребный ток компенсации батареи, обеспечивающий сниже-ние коэффициента обратной последовательности до допустимой величины, определяем по (12.36)

10500

0,058 659 0,058 4833,67

нк 2

н

UI I

х= − ⋅ = − ⋅ = А,

емкость батареи

4483

1, 47 10 Ф = 1472 2 50 10500

кэ

нf

IС

Uπ π−⋅

⋅ ⋅ ⋅ ⋅= = =

⋅ ⋅ мкФ,

величина коэффициента обратной последовательности тока при наличии ба-тареи конденсаторов по (12.38):

10500

0,058 0,058 0,0123,67 1390

н2

н 1

U

х Iα ′ = ⋅ = ⋅ =

⋅ ⋅.

Соответствующие значения линейных напряжений по (12.32) равны

276

4,32 1, 25 0,366 (

1390 3,67 4,32 1,25 0,012 0,366 0,012 10,6кВ,

)2ав вс 1 н 2 2

2

U U I х α α+ ⋅ ⋅

⋅ ⋅ + ⋅ ⋅

′ ′= = ⋅ ⋅ + =

= + =

0,606 2,08)

1390 3,67 0,606 0,012 2,08) 10, 25кВ.

(

(

са 1 н 2U I х α⋅

⋅

′= ⋅ ⋅ − =

= ⋅ ⋅ − =

При сдаче зачета необходимо уметь давать пояснения по существу рас-смотренного практического задания, а также показать знание предмета в объе-ме программы.


1. Какие неисправности и дефекты возможны на ВЛ? 2. Как определяются места повреждений на ВЛ? 3. По каким причинам на ЛЭП может возникать неполнофазный ре-

жим? 4. По каким критериям оценивается допустимость работы сети в не-

полнофазном режиме? 5. Как можно уменьшить несимметрию линейных напряжений на при-

емном конце линии, работающей в неполнофазном режиме?

277

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Меркурьев Г.В., Цирель Я.А. Расчеты режимов работы трансформа-торов: учебное пособие. – С-Пб.: Изд-во Центра подготовки кадров энергети-ки. – 2004. – 38 с. 2. ГОСТ 14209-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначе-ния. Допустимые нагрузки. 3. СО 153-34.20.501-2003. Правила технической эксплуатации электриче-ских станций и сетей Российской Федерации. [Электронный ресурс]. URL: http://snipov.net/c_4691_snip_105980.html (дата обращения 25.11.2013). 4. Киш Л. Нагрев и охлаждение трансформаторов / Пер. с венгерского. Под ред. Г.Е. Тарле. – М.: Энергия. – 1980. – 208 с. 5. Переходные процессы электрических систем в примерах и иллюстраци-ях: Учеб. пособие для вузов / В.В. Ежков, Н.И. Зеленохат, И.В. Литкенс и др. / Под ред. В.А. Строева. – М.: Знак, 1996. – 224 с. 6. Цирель Я.А., Поляков B.C. Эксплуатация силовых трансформаторов на электростанциях и в электросетях. – Л.: Энергоатомиздат, 1985. 7. Электромеханические переходные процессы в электрических системах. Учебно-методическое пособие к курсовому проектированию / А.Н. Козлов, В.А. Козлов, А.С. Степанов. – Благовещенск: Амурский гос. ун-т, 2013. – 112 с.

8. Грудинский П.Г., Мандрыкин С.А., Улицкий М.С. Техническая экс-плуатация основного электротехнического оборудования станций и подстанций / под ред. П.И. Устинова. – М.: Энергия, 1974. – 570 с. 9. Гизила Е.П. Расчет устройств автоматики энергосистем. – Киев: Вища школа, 1974. – 344 с. 10. Авербух А.М. Релейная защита в задачах с решениями и примерами. – Л.: Энергия, 1975. – 416 с.

278


Предисловие 3 Введение 5 Перечень тем практических занятий 6 Критерии достижения результатов обучения по блоку практиче-

ских дисциплин

7 1 Определение допустимой величины и длительности систематиче-

ской перегрузки трансформатора

8 2 Расчет токораспределения при параллельной работе трехобмо-

точных трансформаторов на двух обмотках при работе треть-ей обмотки на выделенную нагрузку

17 3 Нагрев силового трансформатора при нормальной работе 24 4 Нагрев силового трансформатора в режиме короткого замыкания 38 5 Расчет уравнительной мощности и загрузки при параллельной

работе трансформаторов, отличающихся номинальными пара-метрами

44 6 Расчет потерь мощности и энергии в трехобмоточном трансфор-

маторе

51 7 Оценка устойчивости узла нагрузки при потере связи с системой

неограниченной мощности

57 8 Оценка возможности перерыва питания на шинах нагрузки по ус-

ловиям самозапуска электродвигателя

64 9 Расчет самозапуска электродвигателя 69

10 Изучение схем устройств автоматики ввода резерва 73 11 Расчет возможности применения несинхронного АПВ на линии

электропередачи с двусторонним питанием

94 12 Расчет неполнофазного режима, возникающего на трансформато-

ре, питающемся по тупиковой ВЛ 110 кВ от системы бес-конечной мощности, при обрыве одной фазы ВЛ

108 Библиографический список 121

279

4. КАРТА ОБЕСПЕЧЕННОСТИ ДИСЦИПЛИНЫ КАДРАМИ ПРОФЕССОР-СКОПРЕПОДАВАТЕЛЬСКОГО СОСТАВА

Лекции Практические

занятия Контроль качества знаний студентов

Экзамен

к.т.н., доц. Козлов А.Н.




irbis.amursu.ru · 4 1. РАБОЧАЯ ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ 1. ЦЕЛИ И...

Documents