Рпн трансформатора 110 кв: Страница не найдена — Transformator220.ru

Страница не найдена — OFaze.ru

Теория и расчёты

Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту электрооборудования предусматривает предъявление установленных квалификационных требований к

Теория и расчёты

Фидер — устоявшееся разговорное название отдельных участков электрических сетей, распределительного и защитного оборудования в

Теория и расчёты

Кроме фазных контактов в трансформаторе существует ноль, выполняющий роль нейтрали и начала, служащего исходной

Электрооборудование

Один из узлов, применяемых в телевизорах – строчный трансформатор. Рассмотрим конструктивные особенности данного устройства,

Теория и расчёты

В некоторых случаях возникает необходимость изменения характеристик трансформатора в процессе эксплуатации. Рассмотрим особенности конструкции

Теория и расчёты

Доставка электрической энергии к потребителям требует организации и устройства соответствующей материально-технической базы, важнейшими элементами

Технические данные и принцип работы основных типов РПН

Регулирование напряжения в силовых трансформаторах осуществляют при помощи регуляторов напряжения, которые обеспечивают ступенчатое изменение коэффициента трансформации без разрыва нагрузочного тока.

В зависимости от предъявляемых требований к регулированию напряжения и особенностей конструкции трансформаторов в настоящее время применяют различные схемы регулирования и различные типы устройств РПН, отличающиеся между собой техническими характеристиками и конструктивным исполнением.

Обозначение устройств РПН состоит из буквенных и цифровых знаков. По порядку следования эти знаки указывают на следующие основные признаки устройства:

1. Наименование аппарата: РН — регулятор напряжения.
2. Число фаз: Т — для трехфазных устройств, О — для однофазных.
3. Вид токоограничивающего сопротивления: Р — устройство с индуктивным сопротивлением; А — с активным сопротивлением. Отсутствие буквы означает, что устройство не имеет токоограничивающего сопротивления.
4. Наличие межфазной изоляции трехфазного устройства, соединенного в звезду. Цифра 0 через тире указывает на отсутствие изоляции между фазами. Отсутствие нуля указывает на наличие изоляции

5. Далее через тире следует дробь, в числителе которой указывается номинальное напряжение, в знаменателе — номинальный ток устройства.
6. Способ коммутации разрывающего тока: А — разрыв дуги в воздухе; Г — в газе; В — вакууме; П — с применением полупроводников. Отсутствие букв означает гашение дуги в масле.
7. Цифра впереди буквенного обозначения указывает на количество устройств, соединенных одним приводом. В конце всех обозначений указывается через тире год утверждения технического проекта и номер стандарта.

Например, РНОА-110/1250-74 ГОСТ 17500-72— регулятор напряжения (РН), однофазный (О), с активным токоограничивающим сопротивлением (А), на номинальное напряжение 110 кВ и ток 1250 А, с разрывом и гашением дуги в масле (без обозначений), изготовленный согласно техническому проекту, утвержденному в 1974 г. по ГОСТ 17500-72.

В устройствах РПН различают следующие основные составные части:
1) контактор, который обеспечивает переход на подготовленное избирателем рабочее положение без разрыва нагрузочной цепи и гашение возникающей при этом электрической дуги;

2) избиратель, который подготавливает необходимое рабочее положение. В некоторых конструкциях устройств РПН избиратель имеет предызбиратель;
3) приводной механизм, который обеспечивает переключение контактора и избирателя;
4) токоограничивающие сопротивления, уменьшающие коммутационный ток, возникающий в процессе переключения.

Устройства РПН, имеющие индуктивное токоограничивающее сопротивление, называются реакторными устройствами, а имеющие активное токоограничивающее сопротивление — резисторными.

Устройства РПН имеют две параллельные токоведущие цепи (или два плеча), работающие либо параллельно, либо поочередно.

Контактор и избиратель имеют подвижные и (неподвижные контакты. Неподвижные контакты избирателя соединяются с соответствующими отпайками регулировочной обмотки, а подвижные — с неподвижными контактами контактора.

При помощи подвижных контактов контактора и избирателя, которые механически через изоляционные детали соединены с приводным механизмом, осуществляется последовательное переключение отпаек регулировочной обмотки.

Ниже рассмотрены схемы соединения и принцип работы различных типов устройств РПН и отдельных их узлов. Эти сведения необходимы при монтаже и наладке устройств РПН для правильной оценки полученных характеристик устройства.

На рисунке 1 показана последовательность работы контактов реакторного устройства РПН при переключении с нечетной на четную ступень.

I—VII — положения контактов устройства при переключении; 1, 2, 3… n — ступени регулирования; K1, И1 — контакты соответственно контактора и избирателя левого плеча; К2, И2 — контакты соответственно контактора и избирателя правого плеча; R — токоограничивающий резистор
Рисунок 1 — Последовательность работы контактов реакторного устройства РПН в процессе переключения нечетной ступени на четную ступень

Положение I — рабочее. Ток нагрузки протекает по правому и левому плечу устройства.
Положение II. Контакт К2 разомкнут. Ток нагрузки протекает по левому плечу устройства РПН. Правое плечо обесточено.
Положение III. Подвижный контакт И2 избирателя перешел на следующую отпайку.
Положение IV. Контакт К2 замкнут. Ток нагрузки протекает по обоим плечам устройства. Протекает циркулирующий ток, который определяется токоограничивающим индуктивным сопротивлением и напряжением ступени. Такое положение называется «мост» и в некоторых устройствах используется как рабочее.
Положение V. Контакт К1 разомкнут. Ток нагрузки протекает по правому плечу устройства.
Положение VI. Подвижный контакт И1 избирателя перешел на следующую отпайку 2.
Положение VII — рабочее. Контакт Kl контактора замкнут. Ток нагрузки протекает по правому и левому плечам устройства РПН.

Полный цикл переключения с отпайки 1 на отпайку 2 завершен.

При работе по схеме рисунка 1 контакты левого и правого плеч устройства коммутируют последовательно все отпайки регулировочной обмотки. Такая схема соединения регулировочных обмоток с регулятором называется прямой и применяется главным образом с реакторными устройствами. Если контакты правого плеча устройства коммутируют только четные отпайки регулировочной обмотки, а контакты левого плеча — только нечетные отпайки, схема соединения называется «со сдвигом». В таких схемах контакты контактора и избирателя, коммутирующие нечетные отпайки регулировочной обмотки, называют нечетными, а коммутирующие четные отпайки — чётными. Соответствующие им токоведущие цепи называют четными и нечетными плечами.

В схемах «со сдвигом» применяются резисторные устройства РПН. На рисунке 2 показана последовательность работы контактов резисторного устройства РПН в процессе переключения с нечетной на четную ступень.

I, II

, III — положение контактов устройства при переключении;. К1, И1 — контакты соответственно контактора и избирателя нечетного плеча; К2, И2 — контакты соответственно контактора и избирателя четного плеча; R — токоограничивающий резистор
Рисунок 2 — Последовательность работы контактов резисторного устройства РПН в процессе переключения с нечетной ступени на четную ступень

Положение I — рабочее. Ток нагрузки протекает по нечетному плечу устройства.
Положение II. Подвижный контакт И2 избирателя перешел на следующую отпайку 2.
Положение III — рабочее. Контактор переключен с нечетного в четное положение. Ток нагрузки протекает по четному плечу устройства.

В резисторных устройствах РПН применяются быстродействующие контакторы, обеспечивающие переключение четного и нечетного плеч устройства без разрыва электрической цепи. Такие контакторы имеют несколько типов контактов, выполняющих различные функции при переключении.

Применяемый в отечественных резисторных устройствах РПН контактор типа КНОА имеет главные, вспомогательные и дугогасительные контакты.

Главные контакты предназначены для пропускания тока нагрузки, вспомогательные — для предохранения обгара главных контактов в процессе переключения и дугогасительные — для гашения возникающей в электрической цепи дуги.

На рисунке 3 показана последовательность работы контактов контактора типа КНОА при переключении с нечетного в четное положение.



I—VII — положение контактов при переключении; К1Г, K1B, К1Д — соответственно главные, вспомогательные и дугогасительные контакты нечетного плеча; К2Г, К2В, К2Д — соответственно главные, вспомогательные и дугогасительные контакты четного плеча; R — токоограничивающий резистор
Рисунок 3 — Последовательность работы контактов контактора типа КНОА

Положение I — рабочее. Ток нагрузки протекает по главным контактам нечетного плеча К1Г.
Положение II. Контакты К1Г разомкнуты. Ток нагрузки протекает по вспомогательным контактам К1В нечетного плеча.

Положение III. Контакты К1В разомкнуты. Ток нагрузки протекает по дугогасительным контактам К1Д нечетного плеча. При размыкании контактов К1В возникает электрическая дуга.
Положение IV. Замкнуты дугогасительные контакты четного плеча К2Д. Ток нагрузки протекает по дугогасительным контактам обоих плеч. Протекает циркулирующий ток, который определяется токоограничивающими сопротивлениями и напряжением ступени (положение «Мост»).
Положение V. Контакты К1Д разомкнуты. Ток нагрузки протекает по дугогасительным контактам четного плеча. При размыкании контактов К1Д возникает электрическая дуга.
Положение VI. Замкнуты контакты К2Д и К2В. Ток нагрузки протекает по вспомогательным контактам четного плеча.
Положение VII — рабочее. Замкнуты контакты К2В, К2Г и К2Д. Ток нагрузки протекает по главным контактам четного плеча. Процесс переключения контактора происходит в течение 50—60 мс.
Возникающая при размыкании контактов электрическая дуга гасится в масле контактора в процессе быстрого переключения контактов. Для успешного гашения дуги время от срабатывания разрывающих электрическую цепь контактов до замыкания контактов ранее обесточенного плеча должно быть не менее установленных для данного контактора норм.

Время работы контактов контактора в положении «Мост» должно быть достаточным для обеспечения переключения без разрыва нагрузочной цепи с учетом износа контактов в процессе переключения

Для расширения диапазона регулирования в трансформаторах применяют схемы с реверсированием регулировочной обмотки и включением грубой ступени регулирования.

Регулирование напряжения в этих схемах осуществляют при помощи устройств РПН, имеющих предызбиратели.

В трансформаторах, имеющих схему регулирования с реверсированием, главная часть обмотки рассчитана на номинальное напряжение, а регулировочная часть обмотки РО — на половину диапазона.

На рисунке 4 показано регулирование напряжения с помощью реверсирования регулировочной части обмотки.

I—V — положение контактов устройства РПН при переключении; 1—8 — ступени регулирования; К1, И1 — контакты соответственно контактора и избирателя нечетного плеча; К2, И2 — контакты соответственно контактора и избирателя четного плеча; П — контакт предызбирателя; РО — регулировочная обмотка; ГО — главная обмотка; R1 и R2 — токоограничивающие резисторы
Рисунок 4 — Регулирование напряжения устройством РПН с реверсированием регулировочной обмотки

Положение I. Оно соответствует минимальному значению регулируемого напряжения. Напряжение РО вычитается из напряжения главной части обмотки. Далее при последовательном переключении устройства на крайнюю ступень регулировочная обмотка постепенно выводится из работы. Это приводит к увеличению регулируемого напряжения.
Положение II. Устройство РПН переключено на крайнюю ступень регулировочной обмотки. Регулировочная часть обмотки полностью выведена с работы. Регулируемое напряжение соответствует номинальному значению.
Положение III. Устройство РПН переключено на восьмую ступень. Ток нагрузки протекает по четному плечу. После этого происходит переключение контактов предызбирателя П и реверсирование обмотки РО. Регулируемое напряжение по сравнению с положением II не изменилось.
Положение IV. Устройство РПН перешло на первую ступень. Регулируемое напряжение не изменилось. Далее, при последовательном переключении устройства в крайнюю седьмую ступень регулирования, РО постепенно вводится в работу. Это приводит к дальнейшему повышению регулируемого напряжения.
Положение V. Соответствует максимальному значению регулируемого напряжения. Напряжение РО складывается с напряжением главной части обмотки. В трансформаторах, имеющих схему регулирования с грубой ступенью, РО имеет грубую и тонкие ступени. Число витков грубой ступени равно сумме витков тонких ступеней регулирования.

На рисунке 5 показан принцип регулирования напряжения РПН с включением грубой ступени.


I—V — положения контактов устройства РПН при переключении; 1—11 — ступени регулирования; К1, И1 —контакты соответственно контактора и избирателя нечетного плеча; К2, И2 — контакты соответственно контактора и избирателя четного плеча; П — контакт предызбирателя; ТС — обмотка тонкой ступени; ГС — обмотка грубой ступени; ГО главная обмотка; R1, R2 — токоограничивающие резисторы
Рисунок 5 — Регулирование напряжения устройством РПН с включением грубой ступени

Положение I. Оно соответствует максимальному значению регулируемого напряжения. Напряжение грубой и тонких ступеней регулирования складывается с напряжением главной части обмотки. При последовательном переключении устройства на крайнюю девятую ступень регулирования постепенно выводятся из работы ступени тонкой регулировки и снижается регулируемое напряжение.
Положение II. Соответствует номинальному значению регулируемого напряжения. Все ступени тонкого регулирования полностью выведены из работы.
Положение III. Устройство РПН перешло на десятую ступень регулирования. После этого переключились контакты предызбирателя П. Напряжение не изменилось.
Положение IV. Устройство РПН перешло на первую ступень. Грубая ступень выведена из работы. Напряжение не изменилось. При последовательном переключении устройства на крайнюю девятую ступень происходят постепенный вывод ступеней тонкого регулирования из работы и дальнейшее снижение регулируемого напряжения.
Положение V. Соответствует минимальному значению регулируемого напряжения. Выведены из работы грубая и тонкая ступени регулирования.

Система диагностического мониторинга силовых трансформаторов с рабочим напряжением 110 кВ

Главная / Статьи / Мониторинг силовых трансформаторов с рабочим напряжением 110 кВ

Стационарная система марки TDM-M предназначена для организации диагностического мониторинга силовых трансформаторов 110 кВ. Именно эти трансформаторы являются наиболее массовыми в сетевых предприятиях, но в силу ряда причин они обычно не имеют средств оперативного контроля и диагностики дефектов под рабочим напряжением.

Система TDM-M сочетает в себе средства эффективного мониторинга и комплексный подход к диагностике состояния силовых трансформаторов. Она является простым, функционально законченным и экономически эффективным программно-техническим комплексом.

Комплект поставки автоматизированной системы мониторинга и диагностики (АСМД) на основе TDM-M для контроля технического состояния силовых трансформаторов с рабочим напряжением 110 кВ

* – Поставка расширенного комплекта датчиков для системы TDM-M, который позволяет повысить информативность работы экспертной части системы мониторинга.

** – Включение в поставку технических средств передачи данных в систему АСУ-ТП. Состав оборудования определяется после определения требований к каналу связи.

Технологическое назначение и монтаж элементов АСМД на основе системы мониторинга марки TDM-M

Базовым элементом для работы системы мониторинга силовых трансформаторов 110 кВ является прибор марки TDM-M. Обычно он располагается в монтажном шкафу рядом с контролируемым трансформатором, что делается для сокращения длины соединительных кабелей. В приборе сосредоточены все основные функции контроля технологических и диагностических параметров работы трансформатора. Прибор собирает информацию от первичных датчиков, обрабатывает и сохраняет их в памяти. В экспертной части прибора реализована параметрическая диагностика, сравнивающая текущие значения параметров с заданными пороговыми значениями. При помощи интерфейса связи первичная и уже обработанная информация передается в систему АСУ-ТП.

Газоанализатор марки TDGM-04 предназначен для контроля растворенных газов в масле бака трансформатора. Прибор располагается в отдельном отсеке общего монтажного шкафа системы мониторинга рядом с трансформатором. Информация об измеренных концентрациях газов сохраняется во внутренней памяти и передается в прибор TDM-M, где дополнительно обрабатывается и уже комплексно анализируется.

Прибор LTC-Monitor предназначен для контроля параметров РПН трансформатора. Он монтируется в шкафу системы управления РПН. Все зарегистрированные параметры обрабатываются и сохраняются в памяти прибора. Итоговая информация о текущем состоянии РПН передается в прибор TDM-M, где включается в общее диагностическое заключение о состоянии трансформатора.

Программное обеспечение iNVA предназначено для мониторинга и диагностики технического состояния трансформатора. В экспертной части iNVA сосредоточены все математические модели, на основании которых производится комплексная оценка технического состояния трансформатора. Программное обеспечение iNVA устанавливается в компьютере, осуществляющем функции АРМ мониторинга трансформатора. Такой компьютер находится в помещении подстанции, в идеальном случае он должен быть выделенным, специализированным. Также возможна совмещенная установка ПО iNVA на уже существующих компьютерах и серверах.

Для передачи информации от прибора TDM-M, установленного рядом с трансформатором, в АРМ мониторинга, находящемся в помещении подстанции, необходимо наличие информационного канала связи. Возможные варианты организации информационного канала для АСМД: проводной интерфейс RS-485, оптоволоконный канал связи, радио канал связи с шифрованием информации. Передача информации от АСМД о техническом состоянии силового трансформатора на более высокие уровни АСУ-ТП осуществляется по уже существующим каналам связи энергетического предприятия.

Функциональные возможности систем и приборов, входящих в состав поставки АСМД марки TDM-M

Система TDM-M для мониторинга основных параметров трансформатора

Стационарная система марки TDM-M предназначена для организации диагностического мониторинга силовых трансформаторов 110 кВ. Она сочетает в себе средства эффективного мониторинга и комплексный подход к диагностике состояния силовых трансформаторов. Система TDM-M является функционально законченным и эффективным программно-техническим комплексом.

  • В приборе TDM-M контролируется состояние высоковольтных вводов трансформатора с изоляцией бумага-масло или с RIP-изоляцией. Это делается на основании изменения величины емкости ввода C1 и тангенса угла потерь. В зависимости от схемы включения в системе производится расчет абсолютного или относительного тангенса угла потерь изоляции.
  • Расчетным путем определяется температура наиболее нагретой точки обмотки, что позволяет оценивать ресурс изоляции обмоток.
  • Осуществляется контроль состояния основной изоляции силового трансформатора и изоляции высоковольтных вводов на основании измерения и анализа частичных разрядов. Проводится определение типа возникшего дефекта и оценка степени его опасности.
  • Определяется эффективность работы системы охлаждения на основании упрощенной тепловой модели трансформатора.
  • Проводится оценка технического состояния конструкции трансформатора на основании анализа сигналов с датчика вибрации, установленного на баке. Уровень и спектральный состав вибрационных сигналов позволяет оценивать общее состояние элементов конструкции и качество прессовки активных элементов трансформатора.

Для оценки технического состояния и диагностики дефектов в программном обеспечении прибора TDM-M используются элементы параметрической диагностики по критическим параметрам. Такая оценка осуществляется в три этапа:

  1. Производится проверка текущих значений критических параметров трансформатора на превышение допустимых значений – это пороговая диагностика.
  2. Анализируются скачкообразные изменения параметров трансформатора, происходящие непосредственно в момент возникновения дефектных состояний или предпосылок к ним.
  3. Рассчитывается скорость изменения параметров за интервал времени – производится расчет тренда. Появление таких устойчивых изменений говорит о наличии в трансформаторе медленно развивающихся дефектных состояний.

Газоанализатор марки TDGM-04 для контроля концентрации растворенных газов в масле бака трансформатора

Стационарный прибор (газоанализатор) марки TDGM-04 (Transformer’s Dissolved Gases Monitor) предназначен для оперативного контроля и мониторинга параметров растворенных газов в масле бака силового трансформатора. Использование газоанализатора позволяет повысить достоверность работы систем диагностического мониторинга силовых трансформаторов.

При помощи TDGM-04 проводится измерение:

  • Концентрации в масле водорода.
  • Концентрации окиси углерода.
  • Концентрации суммы горючих газов.
  • Влагосодержания в масле.

На основании анализа этих газов выявляется наличие термических и разрядных процессов в баке трансформатора.

Встроенная в прибор функция оперативного контроля влагосодержания в масле позволяет постоянно контролировать электрическую прочность масла и расчетным путем определять влагосодержание в твердой изоляции обмоток трансформатора. Знание этих параметров дает возможность более эффективно обеспечивать безопасную работу трансформатора.

Подключение газоанализатора TDGM-04 к системе TDM-M осуществляется с использованием гальванически изолированного интерфейса RS-485.

Прибор марки LTC-Monitor для контроля технического состояния устройства РПН трансформатора

Для контроля технического состояния РПН трансформатора, обычно интенсивно используемого на трансформаторах с рабочим напряжением 110 кВ, используется отдельный интеллектуальный прибор марки LTC-Monitor.

Диагностический прибор реализован в виде отдельного устройства и подключается к TDM-M при помощи дополнительного интерфейса RS-485.

Методы диагностики РПН, реализованные в приборе LTC-Monitor:

  • Контроль полного количества коммутаций РПН и коммутаций по отдельным положениям.
  • Контроль мощности приводного двигателя механизма РПН для выявления механических проблем в приводе РПН.
  • Расчет временных интервалов «положения моста» по токам фаз при коммутации РПН в режиме холостого хода трансформатора.
  • Оценка состояния контактов в РПН сравнением температур баков трансформатора и РПН.
  • Контроль акустических и вибрационных процессов в баке РПН во время коммутации.

При помощи набора регистрируемых диагностических параметров производится оценка технического состояния РПН трансформатора.

Программное обеспечение iNVA для мониторинга и оценки технического состояния трансформатора

Совместно с техническими средствами систем мониторинга трансформаторов фирмой ДИМРУС поставляется программное обеспечение «INVA».

В состав ПО INVA входит набор алгоритмов и программ, решающих вопросы, связанные со сбором первичной информации, ее хранением, экспертной обработкой и формированием итоговых диагностических заключений о состоянии контролируемого трансформатора.

Для формирования комплексных диагностических заключений в экспертной программе применяются диагностические модели, использующие значения параметров от нескольких первичных датчиков.

В программном обеспечении модулей системы TDM-M и в ПО INVA реализованы многоуровневая параметрическая диагностика и автоматизированная экспертная оценка состояния трансформатора на основе математических моделей и алгоритмов.

Диагностика на основе встроенных математических моделей предназначена для выявления дефектных и предаварийных состояний контролируемого трансформатора при помощи экспертных алгоритмов. Эта диагностика выполняется с использованием адаптированных к системе TDM-M экспертных алгоритмов, реализованных в программном обеспечении системы мониторинга.

Стандартная поставка программных средств системы TDM включает в себя до 4 уровней обработки информации и принятия решения о техническом состоянии контролируемого трансформатора: — уровень прибора системы мониторинга, уровень АРМ мониторинга трансформатора, уровень подстанции и уровень энергетического предприятия.

Интегрирование информации АСМД марки TDM-M в систему АСУ-ТП энергетического предприятия

Основными задачами, решаемыми при интеграции системы TDM в АСУ ТП, являются:

  • Получение в АСУ ТП на уровнях подстанции и энергетического предприятия оперативной информации о состоянии трансформатора в объеме, необходимом для оценки оперативным персоналом текущей ситуации и принятия решений.
  • Возможность получения первичной информации о состоянии трансформатора от других подсистем АСУ ТП без использования дополнительных датчиков.
  • Автоматическая синхронизация «внутреннего времени» ПО системы TDM со временем системы АСУ ТП и «глобальным временем».
  • Локальный и удаленный доступ к «разрешенным» данным и результатам работы системы TDM с использованием ресурсов АСУ ТП, в том числе WЕВ — доступ.
  • Удаленный контроль правильности функционирования и исправности технических и программных средств системы TDM.

Стоимость стандартных вариантов поставки АСМД на основе TDM-M

Настоящее коммерческое предложение действительно до 31.03.2019 г.

Гарантийный срок на поставляемое оборудование составляет 12 месяцев c момента поставки.

В стоимость поставки входит тара и упаковка.

Дополнительные затраты на монтаж и организацию канала связи

После обследования трансформатора, на котором предполагается устанавливать систему мониторинга, определяется состав и стоимость:

  • Оборудования для организации канала связи.
  • Монтажного комплекта для подключения газоанализатора к трансформатору.

Скачать статью

Похожие материалы:

 

Трансформатор ТМН 4000 с РПН

производство трансформаторов, подстанций, электрооборудования

  1. Главная страница
  2. Продукция
  3. Трансформаторы ТМН
  4. Трансформатор ТМН 4000 с РПН
Трансформатор ТМН 4000 с РПН

Предлагаем ознакомиться с качественными силовыми трансформаторами ТМН 4000 с регулированием напряжения под нагрузкой. Герметичные трехфазные агрегаты в основном используют, когда нужно преобразовать идущую от подстанций к абонентам электрическую энергию, либо на средних и крупных промышленных предприятиях.

Эксплуатировать трансформатор можно не только внутри помещений, но и снаружи под открытым небом в условиях умеренного или даже холодного климата.

Запрещено эксплуатировать трансформаторы ТМН 4000 с РПН при соблюдении хотя бы одного из перечисленных ниже пунктов:

  • Постоянные тряски, колебания и механические удары.
  • Повышенная влажность в помещении, в котором он находится.
  • Окружающая среда содержит избыточное количество химически активных веществ.
  • Высокий уровень пыли в среде, значение которого превышает допустимые нормы. Это может привести к выходу из строя как элементов, так и всего трансформатора.
  • Монтаж осуществлялся на высоте более 1000 м над уровнем моря.

Абсолютно каждая модель ТМН имеет устройство ПБВ, за счет которого происходит регулирование напряжения.

Опросный лист на ТМН

Корректированные уровни звуковой мощности трансформаторов с пониженным уровнем шума

Типовая мощность трансформатора, кВАКорректированный уровень звуковой мощности, LPA, дБА 6-110 кВ
4000 71

Конструкция силовых трансформаторов ТМН 4000 с РПН максимально проста и продумана. Используется гофрированный бак, как и в большинстве других моделей (например, в ТМГ обычных и малошумных). Такие стенки способны самостоятельно справляться с избыточным давлением. Тем не менее, для повышения уровня безопасности устройство оснащается предохранительным клапаном.

Масло внутрь бака трансформатора ТМН 4000 с РПН заливают в условиях глубокого вакуума. Полная герметичность и вакуум гарантируют отсутствие таких процессов, как окисление, увлажнение и образование шламов. За счет этого возрастают диэлектрические свойства масла.

Трансформатор ТМН 4000 с РПН защищает масло от контакта с окружающей средой и воздухом, поэтому нет нужды в его замене на протяжении всего эксплуатационного срока. Как писалось выше, для защиты от перегрузок используются предохранительные клапаны.

Преимущества трансформаторов ТМН 4000 с РПН

  • Отсутствует необходимость в проведении профилактических работ.
  • На протяжении всего эксплуатационного срока не надо брать пробы масла.
  • Низкий уровень шума, несмотря на приличные габариты силового агрегата.
  • Прочный корпус характеризуется устойчивостью к разрушению.
  • Без проблем перемещается.
  • Полная безопасность во время эксплуатации.

Основные технические характеристики

Тип трансформатораТМН, ТМНС, ТДН, ТДНС, ТРДН, ТРДНС

Мощность

1000 — 25 000 кВА

Группа соединения обмоток

Y/D-11, D/D-0, D/Yn-11, Y/Yn-0

Материал обмоток ВН и НН

алюминий/медь

Номинальное высшее напряжение

10,5 — 110 кВ

Номинальное низшее напряжение

690 В, 6 кВ, 10 кВ

Количество ступеней регулирования напряжения

± 8 х 1,5%

± 8 х 1,25%

± 6 х 1,5%

± 4 х 2,5%

Номинальное значение климатических факторов

У1, УХЛ1 по ГОСТ 15150 и ГОСТ 15543.1

Охлаждение

AN (естественное) — до 10 000 кВА

AF (принудительное) — от 10 000 кВА

Температура эксплуатации, транспортировки и хранения

— 45 … + 40 °С для У1

— 60 … + 40 °С для УХЛ1

Срок службы

30 лет

Гарантийный срок

до 5 лет

Стандарт

ГОСТ Р 52719-2007, ГОСТ 11920-85,

ГОСТ 1516.3-96

Специальное исполнение

по заказу клиента

Особенности применения устройств автоматического регулирования напряжения трансформаторов в распределительных сетях 35-110 кВ Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ УСТРОЙСТВ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ 35—110 КВ

Непша Федор Сергеевич

аспирант Кузбасского государственного технического университета

им. Т.Ф. Горбачева, РФ, г. Кемерово E-mail: [email protected] com

APPLICATION FEATURES AUTOMATIC VOLTAGE REGULATORS TRANSFORMERS IN DISTRIBUTION NETWORKS 35—110 KV

Fedor Nepsha

post-Graduate student of Kuzbass State Technical University, Russia, Kemerovo

АННОТАЦИЯ

В статье приведены особенности применения автоматической системы регулирования напряжения трансформаторов (АРНТ) в распределительных сетях 35—110 кВ. Даны рекомендации и сделаны выводы о необходимости улучшения алгоритма работы АРНТ в целях его последующей интеграции в состав интеллектуальной электроэнергетической системы с активно-адаптивной сетью.

ABSTRACT

The article presents the application features automatic voltage regulator in distribution networks of 35—110 kV. The recommendations and conclusions about the need to improve the algorithm of automatic voltage regulator for its further integration into the intellectual power system with active-adaptive network.

Ключевые слова: оптимизация; электроснабжение; электрические сети; регулирование напряжения.

Keywords: optimization; electricity; electrical networks; voltage regulation

Автоматическое регулирование напряжения трансформаторов (АРНТ) используется для поддержания напряжений в узловых точках электрической системы в заданных пределах, которое осуществляется для обеспечения

технически допустимых условий работы потребителей электрической энергии и собственно системы, а также для повышения экономичности их работы.

Согласно новому ГОСТ 32144-2013, который с 01.07.2014 [2] является единственным ГОСТ регламентирующим нормы качества электрической энергии, допускаются длительные отклонения напряжения от номинального не более чем на ±10 %. При этом важно отметить, что согласно ГОСТ 32144-2013 в электрической сети потребителя должны быть обеспечены условия, при которых отклонения напряжения питания на зажимах электроприемников не превышают установленных для них допустимых значений при условии соблюдения нормативных требований к уровню напряжения в точке передачи электрической энергии. Таким образом, задача регулирования напряжения в большей степени возлагается на потребителей, но при этом ответственность сетевых организаций не снижается, так как большинство потребителей не в состоянии самостоятельно производить регулировку напряжения. Кроме того, на практике отклонение напряжения от номинального в точках передачи электрической энергии редко превышает нормируемую величину ±10 %. При этом несмотря на вступление в полную силу ГОСТ 32144-2013, другие нормативные документы (ПУЭ, ФЗ «О защите прав потребителей») по прежнему ссылаются на ГОСТ 13109-97, что не позволяет полностью снять ответственность с сетевой организаций в случае превышения отклонений напряжения на зажимах электроприемников более чем на ±5 %.

Исходя из вышесказанного использование устройств АРНТ по-прежнему остается актуальным, и является необходимым, в случае если потребитель не в состоянии обеспечить нормируемый уровень напряжения на зажимах электроприемников.

Несмотря на преимущества использования устройств автоматического регулирования напряжения, на большинстве подстанций 35—110 кВ устройства АРНТ переведены в неавтоматический режим, что связано со следующими причинами:

1. Различные дефекты устройства РПН (повреждения привода, высокое сопротивление контактов, низкое сопротивление изоляции и пр.), которые не позволяют осуществлять регулирование напряжения без отключения трансформатора.

2. Колебания напряжения в сети 6—10 кВ находятся в пределах, удовлетворяющих требованиям потребителей электроэнергии, а следовательно согласно пункту 5.3.6 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации по решению технического руководителя энергосистемы допускается устанавливать неавтоматический режим регулирования напряжения.

3. Алгоритм работы устройства АРНТ вызывает быстрый износ устройства РПН, что в конечном итоге приводит к необходимости его замены.

Важно понимать, что регулирование напряжения в сетях 6—110 кВ должно производиться не только в целях обеспечения требуемого качества электрической энергии, но и в целях снижения потерь активной мощности. Поэтому при разработке алгоритма работы устройств автоматического регулирования напряжения трансформаторов необходимо руководствоваться двумя критериями выбора оптимального положения устройств РПН:

• критерий обеспечения нормативного уровня напряжения в наибольшем количестве точек передачи электрической энергии или на наибольшем количестве электроприемников:

F = пгОСг (KT) ® max (1)

где: Кт — коэффициент трансформации регулируемых трансформаторов,

пгост — число точек передачи электрической энергии (электроприемников) на которых отклонения напряжения соответствует нормативным требованиям.

• критерий минимума потерь активной мощности.

F = DPS (KT) ® min

(2)

где: Кт — коэффициент трансформации регулируемых трансформаторов; ДPS— суммарные потери активной мощности сети.

При этом выбор оптимального положения РПН по вышеуказанным критериям выполняется в условиях ограничений по уровням напряжений в узлах сети и по диапазонам регулирования трансформаторов:

V ■ £ U £ U

I min I I max

Кг £ Кг £ Кт

Т min — Т — Т max

(3)

(4)

Рассмотрим простейший алгоритм работы устройства АРНТ (рисунок 1).

Рисунок 1.Простейший алгоритм работы устройства АРНТ

При получении возмущающего воздействия z (например, изменение токовой нагрузки трансформатора) изменяется режим объекта регулирования О, в результате изменения z меняется параметр x (напряжения на шинах ПС), контролируемый измерительным органом (ИО) автоматического регулятора. Возмущающее воздействие не измеряется непосредственно измерительным органом, однако оно отражается на контролируемой величине х, которая в ИО сравнивается с уставкой автоматического регулятора. Если между сравниваемыми величинами, возникает рассогласование, то на выходе ИО появляется сигнал, который поступает на исполнительное устройство ИУ, воздействующее на объект регулирования для компенсации возникшего возмущения. Каждое устройство АРНТ имеет следующие уставки, определяющие его способность к качественному автоматическому регулированию напряжения [1]:

• напряжение поддержания — оптимальный уровень напряжения на шинах подстанции для большинства электроприемников или точек передачи электрической энергии. В некоторых моделях АРНТ возможна установка нескольких уровней напряжения поддержания, что позволяет организовать многоступенчатый график регулирования.

• ширина зоны нечувствительности, если напряжение на шинах ПС находится в пределах зоны нечувствительности, то сигнал не поступает ИУ (РПН) и регулирования напряжения не происходит.

• уставки Цпш, Цтах, Ц30, Ц2, !ввн, Iскн — осуществляющие блокировку управляющего воздействия при недопустимом отклонении определенных параметров.

• временные уставки, определяющие задержку формирования управляющего сигнала и обеспечивающие регулирование чувствительности АРНТ к изменениям уровня напряжения.

От правильного определения вышеуказанных уставок во многом зависит уровень напряжения на зажимах электроприемников. Тем не менее, современные устройства АРНТ имеют следующие недостатки:

1. Устройство АРНТ осуществляет контроль напряжения только на шинах подстанции, не учитывая при этом топологию сети. Таким образом, на электрически близких ТП будут обеспечиваться нормативные требования, а на удаленных нет.

2. При работе устройство АРНТ не учитывает ресурс работы РПН, что вызывает его быстрый износ.

3. Устройства АРНТ подстанций 35—110 кВ не связаны между собой, что не позволяет повышать напряжения в сети 35 кВ и тем самым снизить потери в сети 35 кВ и трансформаторах.

Поэтому используемые в настоящее время устройства АРНТ не могут быть использованы в условиях перспективной интеллектуальной электроэнергетической системы с активно-адаптивной сетью (ИЭС ААС), которая должна обладать следующими свойствами [3]:

1. ИЭС ААС должна используя достаточное количество датчиков текущих режимных параметров обеспечивать в автоматическом режиме нормативные уровни напряжения на зажимах электроприемников потребителей.

2. ИЭС ААС должна обеспечивать нормативный уровень качества электрической энергии в ремонтных режимах, а также в аварийных и послеаварийных режимах.

3. В условиях ИЭС ААС должна решатся задача оптимизации затрат на передачу электроэнергии.

Учитывая вышеуказанные требования, для интеграции в состав ИЭС ААС. устройства АРНТ должны обладать следующими свойствами и возможностями:

1. Осуществлять выбор оптимального положения устройства РПН исходя из уровня напряжения на наиболее электрически близких и электрических удаленных электроприемниках.

2. Учитывать ресурс РПН при определении целесообразности регулирования напряжения.

3. При необходимости иметь связи с другими устройствами АРНТ для улучшения системы регулирования в целом.

4. Осуществлять непрерывный контроль за нормальным функционированием цепей, автоматики и электропривода РПН.

Выводы:

1. Действующий ГОСТ 32144-2013 не применим для определения допустимого диапазона отклонения напряжения в точках передачи электрической энергии, т.к. большинство потребителей не имеет возможности использовать устройства регулирования напряжения. Поэтому для определения допустимых отклонений напряжения в распределительной сети целесообразней руководствоваться нормативными требованиями к уровню напряжения на зажимах электроприемников.

2. Для выполнения требований предъявляемых ИЭС ААС необходимо разработать активно-адаптивную систему централизованного регулирования напряжения на основе фактических уровней напряжения в распределительных

сетях на базе РПН силовых трансформаторов, которая позволит обеспечить качество электрической энергии у наибольшего возможного числа потребителей.

3. При разработке активно-адаптивной системы централизованного регулирования напряжения необходимо учитывать критерий минимума затрат на передачу электрической энергии.

Список литературы:

1. Веников В. А. Электрические системы. М.: Высшая школа, 1973. — 320 с.

2. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Взамен ГОСТ 13109-97. Введ. 01.07.2014. М: Стандартинформ, 2014. — 20 с. (Государственный стандарт Российской Федерации).

3. Дорофеев В .В., Макаров А. А. Активно-адаптивная сеть — новое качество ЕЭС России. //Журнал «Энергоэксперт». — 2009 — № 4 — с. 28—34.

5.3. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И МАСЛЯНЫЕ РЕАКТОРЫ

            5.3.1. При эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должны выполняться условия их надежной работы. Нагрузки, уровень напряжения, температура отдельных элементов трансформаторов (реакторов), характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения, другие элементы должны содержаться в исправном состоянии.
            5.3.2. Трансформаторы (реакторы), оборудованные устройствами газовой зашиты, 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 соединена с полостью расширителя. При необходимости мембрана (диафрагма) на выхлопной трубе должна быть заменена аналогичной, поставленной заводом-изготовителем.
            5.3.3. Стационарные средства пожаротушения, маслоприемники, маслоотводы и маслосборники должны быть в исправном состоянии.
            5.3.4. На баках трансформаторов и реакторов наружной установки 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 наружной установки должны быть окрашены в светлые тона краской, стойкой к атмосферным воздействиям и воздействию масла.
            5.3.5. Питание электродвигателей устройств охлаждения трансформаторов (реакторов) должно быть осуществлено, как правило, от двух источников, а для трансформаторов (реакторов) с принудительной циркуляцией масла с применением АВР.
            5.3.6. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов должны быть в работе в автоматическом режиме. По решению технического руководителя АО-энерго (энергообъекта) допускается устанавливать неавтоматический режим регулирования напряжения путем дистанционного переключения РПН с пульта управления, если колебания напряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяющих требования потребителей электроэнергии.
            Переключение устройства РПН трансформатора, находящегося под напряжением, вручную (рукояткой) запрещается.
            5.3.7. Вентиляция трансформаторных подстанций и камер должна обеспечивать работу трансформаторов во всех нормированных режимах.
            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) устройства охлаждения должны автоматически включаться (отключаться) одновременнос включением (отключением) трансформатора или реактора. Принудительная циркуляция масла должны быть непрерывной независимо от нагрузки. Порядок включения (отключения) систем охлаждения должен быть определен заводской инструкцией.
            Эксплуатация трансформаторов и реакторов с искусственным охлаждением без включенных в работу устройств сигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или об останове вентиляторов запрещается.
            5.3.9. На трансформаторах с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла (система охлаждения Д) электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при достижении температуры масла 55oC или номинальной нагрузки независимо от температуры масла и отключаться при понижении температуры масла до 50oC, если при этом ток нагрузки менее номинального.
            Условия работы трансформаторов с отключенным дутьем должны быть определены заводской инструкцией.
            5.3.10. При масловодяном охлаждении трансформаторов давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей 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 температуре верхних слоев масла не ниже 15oC и отключена при понижении температуры масла до 10oC, если иное не оговорено в заводской технической документации.
            Должны быть предусмотрены меры для предотвращения замораживания маслоохладителей, насосов и водяных магистралей.
            5.3.11. Масло в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должно быть на уровне отметки, соответствующей температуре масла в трансформаторе (реакторе).
            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 75oC, с естественным масляным охлаждением М и охлаждением Д не выше 95oC; у трансформаторов с охлаждением Ц температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70 С.
            5.3.13. Допускается продолжительная работа трансформаторов (при мощности не более номинальной) при напряжении на любом ответвлении обмотки на 10% выше номинального для данного ответвления. При этом напряжение на любой обмотке должно быть не выше наибольшего рабочего.
            Для автотрансформаторов с ответвлениями в нейтрали для регулирования напряжения или предназначенных для работы с последовательными регулировочными трансформаторами допустимое повышение напряжения должно быть определено заводом-изготовителем.
            5.3.14. Для масляных трансформаторов допускается длительная перегрузка по току любой обмотки на 5% номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального.
            Кроме того, для трансформаторов в зависимости от режима работы допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируются типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов и инструкциями заводов-изготовителей.
            В автотрансформаторах, к обмоткам низкого напряжения которых подключены генератор, синхронный компенсатор или нагрузка, должен быть организован контроль тока общей части обмотки высшего напряжения.
            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 устанавливаются заводской инструкцией.
            5.3.16. При аварийном отключении устройств охлаждения условия работы трансформаторов определяются требованиями заводской документации.
            5.3.17. Включение трансформаторов на номинальную нагрузку допускается:
            с системами охлаждения М и Д при любой отрицательной температуре воздуха;
            с системами охлаждения ДЦ и Ц при температурах окружающего воздуха не ниже минус 25 С. При более низких температурах трансформатор должен быть предварительно прогрет включением на нагрузку около 0,5 номинальной без запуска системы циркуляции масла до достижения температуры верхних слоев масла минус 25oC, после чего должна быть включена система циркуляции масла. В аварийных, условиях допускается включение трансформатора на полную нагрузку независимо от температуры окружающего воздуха;
            при системе охлаждения с направленным потоком масла в обмотках трансформаторов НДЦ, НЦ в соответствии с заводскими инструкциями.
            5.3.18. Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать в работу при температуре верхних слоев масла минус 20oC и выше (для погружных резисторных устройств РПН) и минус 45oC и выше (для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева).
            Эксплуатация устройств РПН должна быть организована в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей.
            5.3.19. Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей и минимума потерь энергии должно быть определено количество одновременно работающих трансформаторов.
            В распределительных электросетях напряжением до 15 кВ включительно должны быть организованы измерения нагрузок и напряжений трансформаторов в период максимальных и минимальных нагрузок. Срок и периодичность измерений устанавливаются техническим руководителем энергообъекта.
            5.3.20. Допускается работа двухобмоточных трансформаторов, имеющих расщепленную обмотку низкого напряжения, при одинаковых напряжениях ее частей с параллельным соединением этих частей обмотки.
            5.3.21. Нейтрали обмоток 110 кВ и выше автотрансформаторов и реакторов, а также трансформаторов 330 кВ и выше должны работать в режиме глухого заземления.
            Допускается заземление нейтрали трансформаторов и автотрансформаторов через специальные реакторы.
            Трансформаторы 110 и 220 кВ с испытательным напряжением нейтрали соответственно 100 и 200 кВ могут работать с разземленной нейтралью при условии ее защиты разрядником. При обосновании расчетами допускается работа с разземленной нейтралью трансформаторов 110 кВ с испытательным напряжением нейтрали 85 кВ, защищенной разрядником.
            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 электроэнергии, трансформатор (реактор) может быть немедленно включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Продолжительность работы трансформатора (реактора) в этом случае устанавливается 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 состояние трансформатора (реактора) и возможность его нормальной эксплуатации.
            5.3.23. В случае автоматического отключения трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений трансформатор (реактор) можно включать в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений.
            В случае отключения трансформатора (реактора) защитами, действие которых не связано с его повреждением, он может быть включен вновь без проверок.
            5.3.24. Трансформаторы мощностью 1 МВ А и более и реакторы должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных или адсорбционных фильтрах.
            Масло в расширителе трансформаторов (реакторов), а также в баке или расширителе устройства РПН должно быть защищено от непосредственного соприкосновения с окружающим воздухом.
            У трансформаторов и реакторов, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнение масла, эти устройства должны быть постоянно включены независимо от режима работы трансформатора (реактора). Эксплуатация указанных устройств должна быть организована в соответствии с инструкциями завода-изготовителя.
            Масло маслонаполненных вводов должно быть защищено от окисления и увлажнения.
            5.3.25. Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться толчком на полное напряжение.
            Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, могут включаться вместе с генератором подъемом напряжения с нуля.
            5.3.26. Осмотры трансформаторов (реакторов) без отключения производятся в сроки, устанавливаемые техническим руководителем энергообъекта в зависимости от их назначения, места установки и технического состояния.
            5.3.27. Ремонты трансформаторов и реакторов (капитальные, текущие) и их составных частей (РПН, система охлаждения и др.) выполняются по мере необходимости в зависимости от их технического состояния, определяемого испытаниями и внешним осмотром.
            Сроки ремонта устанавливаются техническим руководителем АО-энерго (энергообъекта).
            5.3.28. Профилактические испытания трансформаторов (реакторов) должны быть организованы в соответствии с «Нормами испытания электрооборудования» и заводскими инструкциями.

регулирование напряжения трансформатора | Советы электрика

02 Июнь 2012 Энергетика

Приветствую вас, читатель моего сайта ceshka.ru! 

В этой статье я хочу рассказать вам как регулируется напряжение у силового трансформатора 110/10 кВ- под нагрузкой.

Для тех кто вообще не в теме объясняю о чем вообще идет речь.

Электроэнегрия от электростанции (АЭС, ТЭЦ, ГРЭС и т.п.) передается по опорам воздушных линий на многие сотни километров к подстанции (я буду вести речь о подстанции 110 000 Вольт), где установлены понижающие трансформаторы – очень большие и очень мощные. 

Эти трансформаторы понижают напряжение (в моем примере до 10 000 Вольт) и передают электроэнергию дальше, но уже на более короткое расстояние- в пределах 10-40км до следующего понижающего трансформатора, который преобразует уже высокое напряжение 10 кВ в низкое трехфазное напряжение 400 Вольт, которое и идет по проводам к нам в дома.

Так вот, к трансформатору 110/10 кВ, установленному на подстанции, присоединяется очень много нагрузки- это может быть целый сельский район или часть большого города.

Нагрузка в течении дня и в течении времен года постоянно меняется и очень сильно.

Например в зимний период многие сельские жители обогреваются электрокотлами, поэтому потребляемый ток гораздо больше чем летом.

Или есть утренние и вечерние часы максимума нагрузок когда люди просыпаются или наоборот приходят с работы, включают электроприборы- потребление электроэнергии сильно возрастает. В течении дня нагрузка снижается и иногда даже в разы меньше чем утром или вечером.

Что происходит с понижающим трансформатором при увеличении нагрузки

А ничего с ним не происходит))) Как понижал он напряжение- так и продолжает понижать- так уж он устроен.

На первичную обмотку (обмотка высокого напряжения) подается 110 000 Вольт, а со вторичной (обмотка низкого напряжения) снимается 10 000 Вольт.

Это идеальный вариант, когда напряжение на первичной обмотке стабильное и не меняется, а нагрузка вторичной обмотки или очень мала или ее совсем нет (трансформатор работает в режиме холостого хода).

На самом деле это совсем не так.

В действительности высокое напряжение на первичной нагрузке постоянно меняется в небольших пределах- 110-117кВ

А так как коэффициент трансформации у трансформатора величина неизменная, то получается что и на вторичной обмотке 10 кВ напряжение тоже колеблется так сказать “в ногу” с первичным напряжением.

А вслед за этим колебания напряжения передаются следующим понижающим трансформаторам 10/0,4 кВ…

И так эти колебания дойдут и до наших квартир и напряжение колебалось бы пропорционально с высоким напряжением 110 кВ.

И было бы у нас в розетках то 180 Вольт, то 250 и бесперестанно бы оно изменялось в течении суток. Думаю что никому не понравится когда свет в доме постоянно меняет яркость, как в том анекдоте- то потухнет, то погаснет, то совсем не загорит)))

Почему изменяется напряжение 

А изменяется напряжение от нагрузки, от того, какая мощность подключена к трансформатору.

Кто дружит с физикой тот знает- чем больше мощность, тем больше ток. В свою очередь увеличение значения электрического тока приводит к тому, что увеличивается падение напряжения в проводниках электрического тока.

Это  обмотки трансформатора,  провода воздушной линии электропередачи, силовые кабеля и т.п.- на них происходит основное падение напряжения.

Что это такое падение напряжения

Говоря упрощенно и что бы было понятнее- это энегрия(причем активная!)  выделяемая в виде тепла.

Приведу пример. Для каждого сечения провода есть максимальный допустимый ток. Если к медному проводу сечением 2,5 кв. мм  подключить однофазный электротел мощностью 9 кВт с потребляемым током 9000:220=41 ампер, то провод очень сильно будет греться.

Материал, из которого изготовлен провод- медь оказывает активное сопротивление электрическому току.

По закону Ома- электрический ток прямо пропорционален изменениям напряжения, поэтому при подключении электрокотла на этом участке провода увеличивается и напряжение и происходит нагрев провода.

Не понятно? Давайте еще подробнее. Допустим сопротивление провода0 1 Ом. Ток как уже определили- 41 ампер.

Тогда на проводе напряжение составит U=R*I= 41 Вольт

Это и есть падение напряжения на проводе. При этом будет выделяться мощность в виде тепла P=U*I=41*41=1681 Ватт

А это целый электрообогреватель мощностью 1,7 кВт!!!

Конечно такая рассеиваемая мощность в проводе приводит к перегреву и плавлению изоляции. Именно поэтому для каждого сечения ток ограничен.

В данном случае для 2,5 кв.мм допустимый ток 25-27 ампер.

Из всего вышесказанного следует:

При увеличении нагрузки- увеличивается ток и увеличивается падение напряжения и  потери энергии в проводах

Другими словами- часть напряжения и энергии до наших розеток просто не доходит, а выделяется в воздух в виде тепла…

А сейчас самое важное!

Что бы компенсировать такие неизбежные потери энергии, на вторичной обмотке силового трансформатора повышают напряжение.

То есть повышают напряжение выше 10 000 Вольт- до 11, а то и больше киловольт. Тогда даже и если часть энергии “теряется” в проводах, у нас в квартирах и домах напряжение находится в пределах нормы- около 220 Вольт.

Как регулируется напряжение

Как можно изменять вторичное напряжение на понижающем трансформаторе? Можно изменять напряжение, подводимое к первичной обмотке- тогда на вторичной оно будет изменяться прямо пропорционально.

Но этот вариант не подходит, так как у трансформаторов, подключенных к сети 110 кВ разная загруженность- у одних может быть 100% нагруженность, у других- 20-50% и т.д.

И при этом способе напряжение на выходе будет меняться одновременно на всех- и там где надо и там где не надо…

А трансформаторов подключено не просто много- а очень много!

Поэтому применяют другой способ.

Напряжение регулируется изменением коэффициента трансформации самого трансформатора

Изменяется количество витков первичной обмотки трансформатора.

А почему именно в первичной?

В принципе можно было бы изменять и на вторичной обмотке- коэффициенту без разницы, он все равно будет изменяться, так как будет меняться соотношение витков первичной к вторичной обмотками.

Однако изменяют именно на высокой стороне- где выше напряжение. Почему?

Все очень просто. Где выше напряжение- там меньше величина электрического тока.

А так как регулировка напряжения происходит под нагрузкой- то есть трансформатор не отключают, то при изменении витков обмотки- при коммутации- появляется электрическая дуга в месте переключения контактов.

А чем больше ток— тем больше дуга, а эту дугу надо обязательно гасить…

Кстати значения тока между первичной и вторичной обмотками различается очень значительно. Например на вторичной нагрузке ток в 300 ампер вполне допустим, а для первичной максимальный ток является 25-30 ампер.

Думаю не надо объяснять что переключать контакты при токе в 300 ампер гораздо сложнее чем при 30, согласитесь)))

А где находятся эти контакты? В баке трансформатора сделаны отводы от первичной обмотки для изменения коэффициента трансформации и выведены в отдельный отсек, где и происходит переключение с помощью специального механизма.

Снаружи на баке трансформатора прикреплен привод этого механизма, называется он

Привод РПН

РПН расшифровывается как Регулирование Под Нагрузкой. В приводе расположен электродвигатель и элементы автоматики РПН- пускатели, конечные выключатели, автоматический выключатель, клемник с контрольными кабелями и т.д.

Электродвигатель с помощью вала вращает механизм переключения. Вся работа привода РПН  контролируется автоматикой РПН.

Именно благодаря применению автоматики не требуется ручное управление- она сама следит за изменениями напряжения и при необходимости меняет коэффициент трансформации, поэтому при любой нагрузке трансформатора на выходе вторичной обмотки- необходимое напряжение.

А у нас в доме- в розетке- 220)))

Автоматикой РПН управляют специальные электронные блоки:

В них выставляются необходимые параметры работы- напряжение, выдержка времени, порог нечувствительности и т.д. В релейной защите это называется уставки.

И электронный блок уже сам определяет когда изменить напряжение, через какое время и в каких пределах, все это делается автоматически.

Так же возможно и ручное переключение РПН- непосредственно из привода около трансформатора или дистанционно- с панели управления из диспетчерского пункта.

Для этого есть специальные переключатели и ключи управления. Оперативный персонал подстанции может отключить автоматику и вручную регулировать напряжение на выходе трансформатора.

Это требуется например когда автоматика РПН выведена в ремонт или при проведении оперативных переключений, но это уже как говорится- совсем другая история)))

Специально по этой теме я снял видео непосредственно с подстанции 110/10 кВ и предлагаю вам “вживую” посмотреть как регулируется напряжение на трансформаторе под нагрузкой!

Итак, смотрим видео:

 

Узнайте первым о новых материалах сайта!

Просто заполни форму:

Теги: регулировка напряжения

Список экспортеров и поставщиков трансформаторов в России

Список экспортеров трансформаторов в Россия

  • «РН и смазочные материалы»

      Экспортер России

    Масло электроизоляционное, предназначенное для заливки силовых трансформаторов для использования в электрооборудовании, не в аэроз.упаковке (содержа.70% и более нефтяных масел или масел):

  • ООО «ЛУКОЙЛ-Волгоград»

      Экспортер России

    Масло трансформаторное вг лукойл, масло для заливки высоковольтного оборудования и трансформаторов.

  • ООО «ТЕХНОСТРОЙИМПЕКС»

      Экспортер России

    Устройства автоматического управления трансформаторами напряжения под нагрузкой (РПН), предназначенные для установки на новых и реконструируемых подстанциях напряжением 35 — 110 кВ с плавным или скачкообразным изменением нагрузки, для создания новых и

  • ПАО «Новолипецкий металлургический комбинат»

      Экспортер России

    Сталь холоднокатаная анизотропная трансформаторная, применяемая для изготовления трансформаторов и электрических машин.марка т120-30с гост р 53934-2010 0,3 х 250 мм

  • ООО «ВИЗ-Сталь»

      Экспортер России

    Прокат плоский из кремнистой стали холоднолегированный электротехнический с ориент. зерно, с

  • ООО «ГИА-ХЕЛСКЕА»

      Экспортер России

    Трансформаторы мощностью более 16 кВА, но не более 500 кВА, гражданского применения:

  • ООО «ГИА ХЕЛСКЕА»

      Экспортер России

    Трансформаторы мощностью более 16 кВА, но не более 500 кВА/не лом электротехнические/гражданского применения:

  • ООО»ЛГ Электроникс РУС»

      Экспортер России

    Трансформаторы

  • ООО «БЕЛАМЕКС»

      Экспортер России

    Трансформаторы электрические сухие для измерения напряжения электрического сигнала переменного тока с регулируемой частотой 50 Гц мощностью не более 1 кВА. не изделие военного и двойного назначения.

  • ООО «РН-ТРАНС»

      Экспортер России

    Масло трансформаторное гидрокрекинга гк (полученное из битуминозных полезных ископаемых) применяется для заливки трансформаторов и другого высоковольтного оборудования, вырабатываемого из нефтяного сырья.с содержанием масла 70 мас.% и более % перегонки

Вы искали поставщиков и экспортеров активных трансформаторов в России. Перечисленные выше импортные и экспортные компании получены из записей таможни и коносамента. Подпишитесь на нас, чтобы получить всю базу данных экспортеров России вместе с информацией об экспортных поставках их трансформаторов. Это не просто каталог иностранных экспортеров; это фактические записи базы данных отгрузок, сделанные компаниями.Наши данные помогут вам расширить свой бизнес за счет новых поставщиков.

Заземляющая нейтраль. Назначение Назначение, Назначение

, док.

Кировоградский национальный национальный технический университет

РЕЖИМЫ ЭТЕРИЗАЦИИ НЕЙТРИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 1,10кВ и выше

Рабочие электрические системы Напряжение 110 — 150 кВ может обеспечиваться как с глухозаземленной, так и с заземленной нейтралью.

Электрические сети напряжением 220 кВ и выше должны работать только с глухозаземленной нейтралью.

Глухим заземлением называют такой способ заземления, при котором нейтраль обмотки трансформатора присоединяют к заземляющему устройству металлически или через малое сопротивление (например, через трансформаторы тока).

Эффективным заземлением нейтрали называют такую ​​сеть, в которой нейтрали большинства силовых элементов (трансформаторов, генераторов) заземлены.В этом режиме рост напряжения относительно земли на неповрежденных фазах при однофазных замыканиях на землю в установившемся режиме не превышает 0,8 линейного напряжения и коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4.

Коэффициент замыкания на землю в трехфазной электрической сети Называется отношением разности потенциалов между неповрежденной фазой и землей в месте замыкания на землю другой или двух других фаз к разности потенциалов между фазы и заземления в этот момент до замыкания.

Например, для сети 154 кв.:

КЗ = 0,8 · Улин / Улин. = 0,8 · 154/89 = 123,2 / 89 = 1,384

Заземление эффективной или глухой нейтрали применяют во всех электроустановках напряжением 110 кВ и выше, и это связано с большими технико-экономическими преимуществами этого способа именно при высоких настройках напряжения. Внутренние перенапряжения в таких установках ниже перенапряжений в сетях с изолированной нейтралью (не превышают 2.5) и поэтому стоимость изоляции линий и аппаратов получается значительно ниже, чем при изоляции нейтрали.

Еще одним преимуществом эффективного заземлителя является возможность обеспечить четкую быстродействующую защиту однофазных К.С., составляющих до 80% всех видов повреждений. Кроме того, в этих сетях эффективнее использовать автоматическое повторное включение (APB).

Количество заземленных нейтралей на станции (подстанции) определяется необходимой величиной тока, однофазного К.З., которое должно быть не менее 60% от тока трехфазной К. З. в той же точке (ho ≤ 3×1), чтобы увеличение напряжения при неповрежденных фазах не превышало 0,8. Межпассовое напряжение при нормальной работе. Такое значение тока может быть обеспечено при заземлении большинства нейтралей станционных трансформаторов (подстанции), количество которых должно определяться специальным расчетом.

При данных расчетах необходимо учитывать обязательность заземления нейтралей автотрансформаторов, трансформаторов 220 кВ, тяговых трансформаторов, установленных на электрических станциях и подстанциях.

Чем больше количество заземленных нейтралей, тем меньше величина внутренних перенапряжений. Поэтому в сетях напряжением 220 кВ и выше применяют глухое заземление всех трансформаторов и автотрансформаторов, а в передачах 500-750 кВ, кроме того, в ряде случаев прибегают к дополнительному ограничению внутренних перенапряжения техническими средствами.

Заземление нейтралей всех без исключения трансформаторов подстанций не практикуется, так как токи однофазных С.З. увеличиваются, чего следует избегать в тех случаях, когда это возможно, например, в сетях напряжением 110-150 кВ. Кроме того, при наличии большого количества подстанций, присоединяемых к линиям электропередач с глухими ответвлениями, количество заземленных нейтралей трансформаторов в сети также ограничивается условиями релейной защиты. Поэтому в сетях 110 — 150 кВ заземляют только такое количество нейтралей, которое обеспечивает указанную выше эффективность заземления и допустимое напряжение на нейтралях неуправляемых трансформаторов с РПН при однофазных коротких замыканиях.

Однако рассматриваемый нейтральный режим имеет ряд недостатков. Таким образом, при замыкании одной и той же фазы на землю образуется контур короткого замыкания через землю и нейтраль источника с малым сопротивлением, к которому приложена фаза постоянного тока (рис. 1).


Рисунок 1 – Трехфазная сеть с эффективно заземленной нейтралью

Режим К.З. сопровождается утечкой больших токов. Во избежание повреждения оборудования длительное протекание больших токов недопустимо, поэтому К.З. быстро отключает релейную защиту. Правда, значительная часть однофазных повреждений в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше относится к самоподдерживающимся, то есть исчезающим после снятия напряжения. В таких случаях эффективны устройства автоматического повторного включения (АПВ), которые, действуя вслед за роботом устройств релейной защиты, восстанавливают питание потребителей за минимальное время.

Вторым недостатком является значительное увеличение стоимости заземляющего контура в распределительных устройствах, которые следует оставлять на землю больших токов К.З. и поэтому представляет собой в данном случае сложное инженерное сооружение.

Для такого контура ПУЭ допускает максимальное значение сопротивления заземляющего контура — 0,5 Ом, т. е. в 20 раз меньше, чем для систем с малыми токами замыкания на землю, к которым относятся сети площадью 6-10-35 кв.

Отсюда следует, что количество электродов в этом случае должно быть очень большим и, действительно, в зависимости от свойств грунта колеблется от 75 до 200 электродов.

Несмотря на малое сопротивление цепи заземления, падение напряжения на заземлении при коротких замыканиях будет велико даже при сопротивлении 0.5 Ом. Например, при ìз = 3000 А UZ = 0,5 · 3000 = 1500 В. В таких условиях безопасность обслуживания может быть обеспечена быстрым автоматическим отключением поврежденной электроустановки, а также снижением напряжения и шаг, использование изолирующей обуви, перчаток, опор и т.п. стр.

Третий недостаток — значительный однофазный ток С.С.С, который при большом количестве заземленных нейтралей трансформатора, а также в сетях с автотрансформаторами может превышать трехфазный ток снижения однофазного тока С.З.С. Применять по возможности и целесообразно частичную пулляцию нейтралей в сетях 110 -150 кв.м. Возможно применение токоограничивающих сопротивлений, включенных в нейтраль трансформаторов.

В сетях 110-220 кВ с эффективно заземленной нейтралью при значении отношения Но/х1 = 2-3 при R0/R1 ≤ 1 Трехфазный КЗ приводит к возникновению наибольших токов, а потому является наиболее опасным вид на аварию. Однако вероятность такого повреждения относительно мала и тем меньше, чем выше напряжение.

Поскольку благодаря широкому применению автотрансформаторов отношение Х0/Х1 в мощных энергосистемах достигает значений 0,5 — 1,5, то в настоящее время имеют место случаи, особенно в сетях сверхвысоких напряжений, когда наиболее распространенный тип однофазных повреждений является наиболее тяжелым, для чего необходимо, в частности, подобрать подбор выключателей и другого оборудования, ошиновку, а также определить электродинамическое сопротивление отдельных транспортных средств автотрансформаторов.

Также следует отметить, что из-за того, что автотрансформаторы имеют малые значения напряжения К.З. Между сторонами ВН → СН токи однофазных К, З. В современных энергосистемах при глухих заземлителях они увеличиваются и на стороне среднего напряжения, что приводит к увеличению предела ТН выключатели в этих сетях. Это обстоятельство необходимо тщательно анализировать в конкретных случаях, а результаты учитывать при выборе типа и параметров выключателей.

В соответствии со сказанным следует отметить, что токи однофазных К.З.В дальнейшем они будут расти быстрее, чем токи трехфазной К. З. В то же время ограничение токов однофазной К. З. сложнее, чем трехфазной.

В связи с этим высказаны различные предложения. В частности, предлагалось отказаться от заземления нейтралей всех блоков повышающих трансформаторов; Применять в ряде случаев кроме предельных межсистемных связей трансформаторы с электрически неизвестными обмотками вместо автотрансформаторов.

Известно, что токи трехфазные и однофазные К.З. соответственно равны:

М(1)=3е/(2х1+х0) при х1=х2,

где х1, х2, х0 — реактивное сопротивление прямой, обратной и нулевой последовательностей.

М(3)/М(1)=(2х1+х0)/3х1,

поэтому, если x0 ≤x1, м (3) ≤ м (1).

Т.к. в современных энергосистемах, благодаря применению автотрансформаторов с обязательным глухим заземлением нейтралей, как правило, х0М(3), что подтверждается рядом конкретных расчетов в энергосистемах.Так, в сети 400 кВ Англии м (1) / м (3) = 1,2; В некоторых пунктах среднесибирской системы м (1) / м (3) изменяется от 1,05 в сети 500 кВ до 1,28 в сети 220 кВ.

Повышение токов однофазных КЗ В современных сетях из-за общего уменьшения полного сопротивления нулевой последовательности, вызванного помимо обязательного глухого заземления нейтрали автотрансформаторов и прямой электрической связи сетей ФВ и ЦН , наличие третичной обмотки.Необходимость последнего в настоящее время широко обсуждается в ряде стран. Известно, что третичная обмотка автотрансформатора служит для формирования цепи с малым полным сопротивлением для пропускания тока третьей гармоники в ток намагничивания и устранения искажения синусоидального напряжения из-за появления третьей и кратной гармоник в токе намагничивания. фазное напряжение и третья гармоника тока в ЛЭП. При этом используется для подключения синхронного компенсатора или блока шунтирующих реакторов, для питания собственных нужд подстанции и других целей.Однако в связи с распространенным резким возрастанием токов однофазной К.З. и частой вероятностью их возникновения, естественно, вновь ставится вопрос о необходимости во всех случаях третичной обмотки.

Следует подчеркнуть, что для формирования прохождения токов третьей гармоники третичная обмотка может быть принципиально малой мощности, определяемой только ее тепловым сопротивлением (5 — 15 % от емкости основной обмотки). Однако для обеспечения электродинамического сопротивления мощность третичной обмотки предварительно принималась равной не менее 33.5% от мощности основной обмотки.

Примеры расчетов для автотрансформатора 300 МВА, 200/132 кВ и 1200 мВ, 400/275 кВ показали, что отказ третичной обмотки значительно снижает величину несимметричных токов, с возможностью отказа от третичной обмотки, такой для ограничения однофазных токов КС в системе могут быть использованы автомиферизаторы. При отказе от третичных обмоток необходимо произвести глухое заземление нулевых обмоток ВН и СН. Следует также иметь в виду, что при отсутствии третичной обмотки через нейтраль автотрансформатора и подключенные к ней линии будут проходить токи третьей гармоники к ближайшему источнику с глухозаземленной нейтралью или к ближайшему автотрансформатору с третичной обмоткой, оказывающие влияние на прохождение рядом с линией связи.Как указано выше, с точки зрения потребителей при низком напряжении потребность в обмотке невелика, однако при выходе из строя подстанции подстанция лишается источника для питания собственных нужд, синхронного компенсатора и третичной блок шунтирующих реакторов.

Поэтому вопрос об отказе от третичной обмотки в каждом случае решается индивидуально. При этом снижаются токи однофазных К.З., а также внутренние перенапряжения в режиме включения автотрансформатора совместно с линией от общей обмотки, что отмечалось в сети 500 кВ.

В настоящее время в сетях эксплуатируются автотрансформаторы, как с третичной обмоткой, так и без нее.

Таким образом, в современных энергосистемах возможно снижение токов однофазной К. З. — увеличение импеданса нулевой последовательности за счет:

— отказ от третичной обмотки;

— частичное набухание нейтралов;

— введение добавочного реактивного сопротивления в цепь нулевой последовательности.

Под системой с эффективно заземленной нейтралью принято понимать систему, в которой x0/x1 ≤ 3 и R0/R1 ≤ 1 для всех конфигураций сети, где R0 – активное сопротивление нулевой последовательности.

В системах, где нейтрали всех трансформаторов заземлены наглухо, x0/x1 ≤ 1. В большинстве систем для ограничения токов однофазного К.З. часть нейтралей подсоединены; При этом за счет действия реактивного сопротивления линий х0/х1 > 1. На подстанциях напряжением 110-150 кВ в соответствии с требованиями ПП 3.2.28, 3.2.63 Пуэ устранить повреждения к трансформаторам и вентильным разрядникам от перенапряжений с пусковыми токами, а также снижения токов однофазных коротких замыканий и обеспечения надежной работы режима релейной защиты Работа нейтралей силовых трансформаторов в сети 110-150 кВ устанавливается следующим образом:

1.Должен иметь глухое заземление нейтралей:

1.1. Трансформаторы 110-150 кВ с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) с уровнем изоляции нейтрали 35 кВ (Испытательное напряжение нейтрали частоты 50 Гц равно 85 кВ).

1.2. Трансформаторы, имеющие генерирующие источники питания низкого или среднего напряжения, независимо от класса изоляции нейтрали. Часть нейтралей таких трансформаторов допускается не заземлять при невозможности погашения или в аварийных режимах, выделение их на работу с сетью сетей, не имеющих трансформаторов с заземляющими нейтралями, невозможно или предусмотрено при замыканиях на землю.

При этом нейтрали, имеющие неполную изоляцию, должны быть защищены соответствующими разрядниками.

2. При присоединении к транзитной линии или линии с радиальным питанием трансформаторов с нулевым уровнем изоляции по ГОСТ 1516.1-76 (испытательное напряжение нейтрали 50 Гц 100 и 130 кВ для трансформаторов 110-50 кВ, соответственно) необходимо изготовить:

2.1. При одном трансформаторе на этой ВЛ — глухое заземление его нейтрали.

2.2. При двух и более трансформаторах на данной ВЛ глухое заземление нейтрали двух трансформаторов.

Допускается работа других трансформаторов с изолированной нейтралью при защите ее соответствующим разрядником.

3. При подключении к транзитной линии или линии с радиальным питанием только трансформаторов с полноклассной изоляцией нейтрали необходимо выполнить глухое заземление нейтрали одного трансформатора.

4. При присоединении одного или нескольких трансформаторов с нулевым уровнем изоляции по ГОСТ 1516.1-76 к шинам подстанций, имеющим питание от двух и более источников, необходимо глухое заземление одного трансформатора из числа присоединяемых к этой системе шин или секций, работа других трансформаторов Эта система шин или секций допускается с изолированной нейтралью, когда она защищена соответствующим разрядником.

5. Защита обмоток нейтрали трансформаторов 110 и 150 кВ с уровнем изоляции по ГОСТ 1516.1-76 должна осуществляться вентильным разрядником:

РВС — 35 + РВС15 или ШИМ — 35 + ПБМ15 для трансформаторов 110 кВ и РВС 60 (2РВ20 + РВС-15) или 2РВМ35 (четыре элемента) для трансформаторов 150 кВ.

6. При отключении трансформатора с нейтралью без вилки необходимо на заземляющую нейтраль другого трансформатора, подключенного к этой линии или шинной системе. При этом количество трансформаторов с глухой и незакрепленной нейтралью должно соответствовать требованию пп. 2, 3, 4.

7. При производстве операций по включению и отключению трансформатора, имеющего неполную изоляцию нейтрали, необходимо, на время операции заземление ее нейтрали.

8. Все вновь вводимые силовые трансформаторы с уровнем изоляции нейтрали по ГОСТ 1516.1-76 должны предусматривать работу, как с изолированной, так и с глухозаземленной нейтралью, для чего в ее нейтралях должны быть установлены — 110 и разрядник в соответствии с пункт 5.

Запрещается замыкание нейтрали трансформаторов 110 кВ и выше и установка в цепи ее заземления коммутационных аппаратов и вентильных разрядников, если изоляция нейтрали рассчитана на работу с глухим заземлением (тяговые трансформаторы и автотрансформаторы).

Вентильные разрядники для защиты нейтрали рекомендуется использовать непосредственно с трансформаторов.



а) в трансформаторах 110 кВ (испытательное напряжение 100 кВ) с РЗ; б) в трансформаторах 150 кВ (испытательное напряжение 130 кВ) с РПН; в) и трансформаторы кв (с испытательным напряжением нейтрали 85 кВ) с РПН; г) в тяговых трансформаторах 110 — 150 — 220 кВ; д) автотрансформаторы; д) в трансформаторах 220 750 кв. без РПН; г) в трансформаторах 220 кВ. с рпн; h) в трансформаторах кв.с рпн.

Рисунок 2 – Способы заземления нейтралей трансформаторов и автотрансформаторов

Библиография

1. Правила устройства электроустановок. М.: 2003.

2.,. Электрооборудование и подстанции. М.: 1987.

3. Нейтральные режимы в электрических системах. — К.: Наукова думка, 1974.

4. Решение о выборе режима работы нейтралей силовых трансформаторов в сети 110 — 150 кВ ПЭО «Днепроэнерго», утв. 05.11.86.

5. 5. Намотка автотрансформаторов. «Электрические машины и устройства». М.: Энергия, 1965.

6. 6., «Главные схемы и электрооборудование подстанций 35 — 750 кв.» М.: Энергия, 1977.

Глухой и свободной нейтралью называют нейтраль трансформатора или генератора, присоединенную к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление.

То есть на трансформаторных подстанциях ноль трансформатора подключается к цепи заземления ТП, а также в панельных жилых домах имеется цепь заземления, которая подключается к нулевой жиле.

Рис. 1. Бесштекерный трансформатор нейтрали.

Заземляющий контур в свою очередь подключается ко всем металлоконструкциям как в трансформаторных подстанциях, так и в щитовых домах. Для чего все это делается, рассказано в этой статье.


Рисунок 2. Схема электрической сети с глухо-зависимой нейтралью .


Рисунок 3. Подключение электроприемников к сети TN-C .

Цель заземления и повторной сборки нейтрали.
  • Защита от токов короткого замыкания.
  • Обеспечить одновременное питание силовых и осветительных установок от одной сети 380/220 или 220/127В

При нормальном состоянии сети напряжение каждой фазы относительно Земли равно фазному напряжению. Человек, подведенный к какой-либо фазе, находится под фазным напряжением. Говорите одновременно:

Iч = UF/RF + R3 + R0 = UF/RF при UF = 127 В, Ich = 127/100 = 0.127 А — Опасный ток.

Величина сопротивления изоляции и пропускная способность сети в этом случае не влияют на текущее значение I з.

Серьезным преимуществом системы с глухозаземленной нейтралью является то, что любое замыкание любой фазы на землю представляет собой однофазное короткое замыкание, при котором сразу и выборочно отключается максимальная защита соответствующего выключателя.

Однако эта функция в основном относится к настройкам напряжения выше 1000 В: мин.Сопротивление рабочей земли R 0 = 4 Ом. Сопротивление растеканию в месте расположения фазы на землю R зм = 16 Ом. При u л = 6000в.

ИЗМ = UR / V3 * (R0 + R3M) = 6000 / 1,73 * (4 + 16) = 174 А.

В электроустановках до 1000 В:

ИЗМ = 380 / 1,73 * (4 + 16) = 11 А, этого недостаточно, чтобы расплавить вставку.

По этой причине в сетях с глухозаземленной нейтралью, напряжением до 1000В, в активных ПУЭ требуется обязательное металлическое соединение электрооборудования электрооборудования с многократно заземленной нейтралью (нулем).


Рисунок 4. Заземление электрооборудования, согласно ПУЭ.

Арматура превращает замыкание на корпус в однофазное короткое замыкание, в результате чего срабатывает защита по максимальному току и выборочно отключает поврежденную сеть. Кроме того, армирование снижает потенциалы ограждений, возникающие в момент замыкания на Землю.

При замыкании цепи тока короткого замыкания через следующее сопротивление:

  • внутреннее сопротивление трансформатора Z T,
  • сопротивление фазного провода Z F,
  • сопротивление нулевого провода z н.

Текущая стоимость К.З.

При мощности трансформатора 400 кВА и выше его сопротивления недостаточно и им можно пренебречь. Тогда ток короткого замыкания:

Если сопротивление контура фазы равно нулю Ом (в сетях напряжением 380 (редко 220, обычно сопротивление значительно меньше), то ток короткого замыкания составляет:

Очевидно, при таком токе должна сработать защита. Напряжение корпуса относительно Земли:


Работа электрических систем напряжением 110 — 150 кВ может быть обеспечена как с глухозаземленной, так и с эффективно заземленной нейтралью.Электрические сети напряжением 220 кВ и выше должны работать только с глухой нейтралью.

Глухим заземлением называют такой способ заземления, при котором нейтраль обмотки трансформатора присоединяют к заземляющему устройству металлически или через малое сопротивление (например, через трансформаторы тока).

Эффективным заземлением нейтрали называют такую ​​сеть, в которой нейтрали большинства силовых элементов (трансформаторов, генераторов) заземлены. В этом режиме рост напряжения относительно земли на неповрежденных фазах при однофазных замыканиях на землю в установившемся режиме не превышает 0.8 линейных напряжений и коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4.

Коэффициентом заземления в трехфазной электрической сети называют отношение разности потенциалов между неповрежденной фазой и землей в месте замыкания на землю другой или двух других фаз к разности потенциалов между фазой и землю в этот момент до закрытия. Например, для сети 154 кв.:

К З = 0,8 · U Линь / U фаз. = 0,8 · 154/89 = 123.2/89 = 1,384

Заземление эффективной или глухой нейтрали применяют во всех электроустановках напряжением 110 кВ и выше, и это связано с большими технико-экономическими преимуществами этого способа именно при высоких настройках напряжения. Внутренние перенапряжения в таких установках ниже перенапряжений в сетях с изолированной нейтралью (не превышают 2,5) и поэтому стоимость изоляции линий и аппаратов получается значительно ниже, чем при изолированной нейтрали.

Еще одним преимуществом эффективного заземления нейтрали является возможность обеспечения четкой быстродействующей защиты однофазных К.З., составляющих до 80% всех видов повреждений. Кроме того, в этих сетях эффективнее использовать автоматическое повторное включение (APB).

Количество заземленных нейтралей на станции (подстанции) определяется необходимой величиной тока однофазной к.з., которая не должна быть менее 60% от силы тока трехфазной к.з. В одной и той же точке (х о ≤ 3х 1), чтобы нарастание напряжения на неповрежденных фазах не превышало 0.8. Межпассовое напряжение при нормальной работе. Такое значение тока может быть обеспечено при заземлении большинства нейтралей станционных трансформаторов (подстанции), количество которых должно определяться специальным расчетом.

При данных расчетах необходимо учитывать обязательность заземления нейтралей автотрансформаторов, трансформаторов 220 кВ, тяговых трансформаторов, установленных на электрических станциях и подстанциях.

Чем больше количество заземленных нейтралей, тем меньше величина внутренних перенапряжений.Поэтому в сетях напряжением 220 кВ и выше применяют глухое заземление всех трансформаторов и автотрансформаторов, а в передачах 500-750 кВ, кроме того, в ряде случаев прибегают к дополнительному ограничению внутренних перенапряжения техническими средствами.

Заземление нейтралей всех без исключения трансформаторов подстанции не практикуется, так как токи однофазных К.З. На землю, чего следует избегать в тех случаях, когда это возможно, например, в сетях напряжением 110 — 150 кВ.Кроме того, при наличии большого количества подстанций, присоединяемых к линиям электропередач с глухими ответвлениями, количество заземленных нейтралей трансформаторов в сети также ограничивается условиями релейной защиты. Поэтому в сетях 110 — 150 кВ заземляют только такое количество нейтралей, которое обеспечивает указанную выше эффективность заземления и допустимое напряжение на нейтралях неуправляемых трансформаторов с РПН при однофазных коротких замыканиях.

Однако рассматриваемый нейтральный режим имеет ряд недостатков.Таким образом, при замыкании на землю одной фазы образуется контур короткого замыкания через землю и нейтраль источника с малым сопротивлением, к которому приложено ЭП (рис. 1).

Рисунок 1 – Трехфазная сеть с эффективной нейтралью

Есть режим К.З. сопровождается течением больших токов. Во избежание повреждения оборудования недопустимо длительное протекание больших токов, поэтому к.з. Быстро отключает релейную защиту. Правда, значительная часть однофазных поражений в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше относится к самоконфигурации, т.е.е. исчезает после снятия напряжения. В таких случаях эффективны устройства автоматического повторного включения (АПВ), которые, действуя вслед за роботом устройств релейной защиты, восстанавливают питание потребителей за минимальное время.

Вторым недостатком является значительное увеличение стоимости заземляющего контура в распределительных устройствах, которые должны быть пущены в землю большими токами К.З. И поэтому представляет собой в данном случае сложное инженерное сооружение.

Для такой цепи ПУЭ допускает максимальную величину сопротивления цепи заземления — 0.5 Ом, т. е. в 20 раз меньше, чем для систем с малыми токами замыкания на землю, к которым относятся сети площадью 6-10-35 кв.

Отсюда следует, что количество электродов в этом случае должно быть очень большим и, действительно, в зависимости от свойств грунта колеблется от 75 до 200 электродов.

Несмотря на малое сопротивление цепи заземления, падение напряжения на заземлении при коротких замыканиях будет велико даже при сопротивлении 0,5 Ом. Например, при м З = 3000 А U з = 0.5 · 3000 = 1500 В. При таких условиях безопасность обслуживания может быть обеспечена быстрым автоматическим отключением поврежденной электроустановки, а также снижением напряжения и шага, использованием изолирующей обуви, перчаток, подставок и т.д.

Третий недостаток — значительная, по току однофазная К.З., которая при большом количестве глухозаземленных нейтралей трансформаторов, а также в сетях с автотрансформаторами может превышать трехфазную К.З. Для уменьшения токов однофазных к.я. Применять по возможности и эффективности частичную группировку нейтралей в сетях 110-150 кВ. Возможно применение токоограничивающих сопротивлений, включенных в нейтраль трансформаторов.

В сетях 110-220 кВ, с эффективно заземленной нейтралью при значении отношения х о / х 1 = 2-3 при R 0 / R 1 ≤ 1 Трехфазные к.з. Он приводит к возникновению наибольших токов, а потому является наиболее опасным видом аварии. Однако вероятность такого повреждения относительно мала и тем меньше, чем выше напряжение.

Так как благодаря широкому применению автотрансформаторов отношение х 0 / х 1 в мощных энергосистемах достигает значений 0,5 — 1,5, то уже бывают случаи, особенно в сетях сверхвысоких напряжений, когда наиболее Распространенный вид однофазного повреждения является наиболее тяжелым, для чего необходимо, в частности, произвести подбор выключателей и другого оборудования, ошиновку, а также определить электродинамическое сопротивление отдельных обмоток автомобиля.

Также следует отметить, что из-за того, что автотрансформаторы имеют малые значения напряжения К.З. Между сторонами ВН → СН токи однофазные к, с. В современных энергосистемах с глухими заземлителями они также резко возрастают на стороне среднего напряжения, что приводит к увеличению предельных токов выключения выключателей в этих сетях. Это обстоятельство необходимо тщательно анализировать в конкретных случаях, а результаты учитывать при выборе типа и параметров выключателей.

В соответствии со сказанным следует отметить, что токи однофазных к.я. В дальнейшем они будут расти быстрее, чем токи трехфазных к.з. При этом ограничение токов однофазных к.з. сложнее, чем трехфазный.

В связи с этим высказаны различные предложения. В частности, предлагалось отказаться от заземления нейтралей всех блоков повышающих трансформаторов; Применять в ряде случаев кроме предельных межсистемных связей трансформаторы с электрически неизвестными обмотками вместо автотрансформаторов. Известно, что токи трехфазных и однофазных к.я. соответственно равно:

М(3)=Е/Х 1;

М(1) = 3е/(2х 1 + х 0) при х 1 = х 2,

где х 1, х 2, х 0 — реактивные сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательностей. Отсюда

М(3)/М(1)=(2х1+х0)/3х1,

поэтому, если x 0 ≤x 1, ì (3) ≤ ì (1).

Так как в современных энергосистемах за счет применения автотрансформаторов с обязательным глухим заземлением нейтралей, как правило, х 0М (3), что подтверждается рядом конкретных расчетов в энергосистемах.Так, в сети 400 кВ Англии м (1) / м (3) = 1,2; В некоторых пунктах среднесибирской системы м (1) / м (3) изменяется от 1,05 в сети 500 кВ до 1,28 в сети 220 кВ.

Увеличение токов однофазных к.з. Современные сети обусловлены общим уменьшением полного сопротивления нулевой последовательности, вызванным помимо обязательного глухого заземления нейтрали автотрансформаторов и прямой электрической связи сетей НТ и ЦН еще и наличием третичной обмотки.Необходимость последнего в настоящее время широко обсуждается в ряде стран. Известно, что третичная обмотка автотрансформатора служит для формирования цепи с малым полным сопротивлением для пропускания тока третьей гармоники в ток намагничивания и устранения искажения синусоидального напряжения из-за появления третьей и кратной гармоник в токе намагничивания. фазное напряжение и третья гармоника тока в ЛЭП. При этом используется для подключения синхронного компенсатора или блока шунтирующих реакторов, для питания собственных нужд подстанции и других целей.Однако из-за повсеместного резкого увеличения токов однофазных к.з. А их частая вероятность появления, естественно, опять-таки сомнительная необходимость во всех случаях третичной обмотки.

Следует подчеркнуть, что для формирования прохождения токов третьей гармоники третичная обмотка может быть принципиально малой мощности, определяемой только ее тепловым сопротивлением (5 — 15 % от емкости основной обмотки). Однако для обеспечения электродинамического сопротивления мощность третичной обмотки предварительно принималась равной не менее 33.5% от мощности основной обмотки.

Примеры расчетов для автотрансформатора 300 мВА, 200/132 кВ и 1200 мВА, 400/275 кВ показали, что отказ от третичной обмотки значительно снижает величину несимметричных токов К.З. Таким образом, при возможности отказа от третичной обмотки такие автотрансформаторы можно использовать для ограничения однофазных токов К.З. в системе. При отказе от третичных обмоток необходимо произвести глухое заземление нулевых обмоток ВН и СН. Следует также иметь в виду, что при отсутствии третичной обмотки через нейтраль автотрансформатора и подключенные к ней линии будут проходить токи третьей гармоники к ближайшему источнику с глухозаземленной нейтралью или к ближайшему автотрансформатору с третичной обмоткой, оказывающие влияние на прохождение рядом с линией связи.Как указано выше, с точки зрения потребителей при низком напряжении потребность в обмотке невелика, однако при выходе из строя подстанции подстанция лишается источника для питания собственных нужд, синхронного компенсатора и третичной блок шунтирующих реакторов.

Поэтому вопрос об отказе от третичной обмотки в каждом случае решается индивидуально. При этом токи однофазных К.З. снижаются, а также внутренние перенапряжения в режиме включения автотрансформатора вместе с линией от общей обмотки, что было отмечено в сети 500 кВ.

В настоящее время в сетях эксплуатируются автотрансформаторы, как с третичной обмоткой, так и без нее.

Таким образом, в современных энергосистемах можно уменьшить токи однофазной к.з. Это увеличение общего сопротивления нулевой последовательности за счет:

— отказ от третичной обмотки;

— частичное набухание нейтралов;

— введение добавочного реактивного сопротивления в цепь нулевой последовательности.

Под системой с эффективно заземленной нейтралью принято понимать систему, в которой x 0 / x 1 ≤ 3 и R 0 / R 1 ≤ 1 для всех конфигураций сети, где R 0 — активное сопротивление нулевой последовательности.

В системах, где нейтрали всех трансформаторов заземлены наглухо, x 0 / x 1 ≤ 1. В большинстве систем для ограничения токов однофазной К.З. часть нейтралов — молнии; При этом за счет влияния реактивного сопротивления линий х 0 / х 1 > 1. На подстанциях напряжением 110-150 кВ в соответствии с требованиями ПП 3.2.28, 3.2.63 Пуэ к исключить повреждение трансформаторов и вентильных разрядников из-за перенапряжений с пусковыми токами, а также снизить токи однофазных коротких замыканий и обеспечить надежную работу режима релейной защиты. Работа нейтралей силовых трансформаторов в сети 110-150 кВ устанавливается следующим образом. :

1.Должен иметь глухое заземление нейтралей:

1.1. Трансформаторы 110-150 кВ с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) с уровнем изоляции нейтрали 35 кВ (Испытательное напряжение нейтрали частоты 50 Гц равно 85 кВ).

1.2. Трансформаторы, имеющие генерирующие источники питания низкого или среднего напряжения, независимо от класса изоляции нейтрали. Часть нейтралей таких трансформаторов допускается не заземлять при невозможности погашения или в аварийных режимах, выделение их на работу с сетью сетей, не имеющих трансформаторов с заземляющими нейтралями, невозможно или предусмотрено при замыканиях на землю.

При этом нейтрали, имеющие неполную изоляцию, должны быть защищены соответствующими разрядниками.

2. При присоединении к транзитной линии или линии с радиальным питанием трансформаторов с нулевым уровнем изоляции по ГОСТ 1516.1-76 (испытательное напряжение нейтрали 50 Гц 100 и 130 кВ для трансформаторов 110-50 кВ, соответственно) необходимо изготовить:

2.1. При одном трансформаторе на этой ВЛ — глухое заземление его нейтрали.

2.2. При двух и более трансформаторах на этой ВЛ глухое заземление нейтрали двух трансформаторов.

Допускается работа других трансформаторов с изолированной нейтралью при защите ее соответствующим разрядником.

3. При подключении к транзитной линии или линии с радиальным питанием только трансформаторов с полноклассной изоляцией нейтрали необходимо выполнить глухое заземление нейтрали одного трансформатора.

4. При присоединении одного или нескольких трансформаторов с нулевым уровнем изоляции по ГОСТ 1516.1-76 к шинам подстанций, имеющим питание от двух и более источников, необходимо глухое заземление одного трансформатора из числа присоединяемых к этой системе шин или секций, работа других трансформаторов Эта система шин или секций допускается с изолированной нейтралью, когда она защищена соответствующим разрядником.

5. Защита обмоток нейтрали трансформаторов 110 и 150 кВ с уровнем изоляции по ГОСТ 1516.1-76 должна осуществляться вентильным разрядником:

РВС — 35 + РВС15 или ШИМ — 35 + ПБМ15 для трансформаторов 110 кВ и РВС 60 (2РВ20 + РВС-15) или 2РВМ35 (четыре элемента) для трансформаторов 150 кВ.

6. При подключении трансформатора к трансформатору с глухой нейтралью нейтраль должна быть заземлена на другой трансформатор, подключенный к этой линии или шинной системе. При этом количество трансформаторов с глухой и незакрепленной нейтралью должно соответствовать требованию пп. 2, 3, 4.

7. При производстве операций по включению и отключению трансформатора, имеющего неполную изоляцию нейтрали, необходимо, на время операции заземление ее нейтрали.

8. Все вновь вводимые силовые трансформаторы с уровнем изоляции нейтрали по ГОСТ 1516.1-76 должны предусматривать работу, как с изолированной, так и с глухозаземленной нейтралью, для чего в ее нейтралях должны быть установлены — 110 и разрядник в соответствии с пункт 5.

Запрещается замыкание нейтрали трансформаторов 110 кВ и выше и установка в цепи ее заземления коммутационных аппаратов и вентильных разрядников, если изоляция нейтрали рассчитана на работу с глухим заземлением (тяговые трансформаторы и автотрансформаторы).

Вентильные разрядники для защиты нейтрали рекомендуется использовать непосредственно с трансформаторов.


а) в трансформаторах 110 кВ (испытательное напряжение 100 кВ) с РЗ; б) в трансформаторах 150 кВ (испытательное напряжение 130 кВ) с РПН; в) и трансформаторы 110 -150 кВ (с испытательным напряжением нейтрали 85 кВ) с РПН; г) в тяговых трансформаторах 110 — 150 — 220 кВ; д) автотрансформаторы; д) в трансформаторах 220750 кв. без РПН; г) в трансформаторах 220 кВ. с рпн; з) в трансформаторах 330 -500 кв.с рпн.

Рисунок 2 – Способы заземления нейтралей трансформаторов и автотрансформаторов

Выше 1000В (1 кВ и выше), коэффициент замыкания на землю в которых не более а кзам = 1,4.

Коэффициент заземления в трехфазной электрической сети — отношение разности потенциалов Между неповрежденной фазой и землей в месте замыкания на землю другой или двух других фаз к разности потенциалов между фазой и землей на данный момент до закрытия

Другими словами, при замыкании фазы в сети с изолированной нейтралью напряжение между землей и неповрежденной фазой увеличивается до линейного — около 1.73 раза; В сети с эффективно заземленной нейтралью напряжение на неповрежденных фазах относительно земли возрастет не более чем в 1,4 раза. Это особенно важно для сетей высокого напряжения, что снижает количество изоляции при изготовлении сетей и устройств, должно быть дешевле. Согласно рекомендации МЭК к сетям с эффективно заземленной нейтралью относятся сети высокого и сверхвысокого напряжения, нейтрали которых соединены с землей напрямую или через малое активное сопротивление.В СССР и России к сетям с эффективно заземленной нейтралью относятся сети напряжением 110 кВ и выше.

недостатки

  • Возникновение больших токов короткого замыкания (к.з.) через трансформаторы с заземленной нейтралью при замыкании одной фазы на землю, которые следует оперативно устранять отключением от устройств релейной защиты. Большинство коротких замыканий на Земле в сетях 110 кВ и выше относятся к автономным и электроснабжение обычно восстанавливается АПБ.
  • Оценка конструкции заземляющего контура, способного отводить большие токи К.З.
  • Значительный ток однофазной к.з., при большом количестве заземленных нейтралей трансформаторов может превышать значение трехфазного тока К.З. Для устранения этого вводится режим частично закругленных нейтралей трансформаторов (часть трансформаторов 110-220 кВ работает с изолированной нейтралью: нулевые выводы трансформатора соединяются через разъединители, находящиеся в отключенном состоянии).Еще один способ ограничить текущий К.З. На землю осуществляется заземление нейтрали трансформатора через активное токоограничивающее сопротивление.

Особенности выполнения эффективно заземленной нейтрали

Согласно ПТЭЭП максимально допустимая величина сопротивления заземляющего устройства для сетей с эффективно заземленной нейтралью (для электроустановок выше 1000 В и с большим током замыкания на землю — свыше 500 Ом А — каждый объект) составляет 0,5 Ом с учетом естественного заземления (При сопротивлении устройства искусственного заземления — не более 1 Ом).Это вызвано необходимостью пропускания значительных токов с К.З. на землю, высокое и сверхвысокое напряжение сети, требование ограничения напряжения между землей и неповрежденными фазами, а также возможность появления при высоких напряжениях больших напряжений, шаговых напряжений и опасных «потенциальных шлейфов» за территорией подстанции. Необходимость равномерности распределения потенциалов внутри подстанции и исключения появления шаговых напряжений на значительном расстоянии от подстанции исключается т.н.Устройство уравнивания потенциалов, являющееся составной частью заземляющего устройства для эффективно заземленных нейтралей. Особые требования к заземляющим устройствам с эффективно возбужденными нейтралями создает значительные трудности при их расчете и устройстве, делает их материалоемкими, особенно для грунтов с высоким удельным сопротивлением (каменистые, скальные, песчаные грунты) и стесненных конструкций.

Управляемые шунтирующие реакторы (УШР) | ООО «Энергетический стандарт»

Назначение

В настоящее время в мировой электроэнергетике широко используются устройства FACTS (Flexible Alternative Current Transmission Systems) – управляемое оборудование для силовых сетей переменного тока.Использование устройств ФАКТС позволяет быстро и эффективно управлять потоками активной и реактивной мощности. Управляемый шунтирующий реактор (УШР) — это новый тип устройства ФАКТС, широко применяемый с конца 90-х годов для стабилизации напряжения и управления потоками реактивной мощности. как в магистральных и распределительных сетях, так и на уровне крупных промышленных потребителей. В сочетании с батареей статических конденсаторов (БСК) управляемый реактор выполняет все функции статических тиристорных компенсаторов (СТК).В отличие от традиционного схемного решения СТК, состоящего из трансформатора связи, последовательно соединенных реакторов и встречно-параллельного тиристорного вентиля на полную мощность, УСР имеет только конкретное трансформаторное устройство, в котором роль реактора выполняет индукторы обмоток, а роль счетчика – параллельный тиристорный вентиль с насыщенным стержнем. В результате вместо трех силовых элементов – один. При этом УСР не требует установки мощных фильтров высших гармоник для обеспечения качества напряжения.

Назначение, эффективность и состав оборудования УСР для распределительных сетей (110 кВ и ниже) и для межсистемных коммуникаций (220 кВ и выше) несколько различаются. Сети 110 кВ и ниже. Usr в основном используется параллельно со статическими конденсаторными батареями в разветвленных сетях с сильной нагрузкой и нагрузкой, чувствительной к уровню напряжения (например, асинхронная нагрузка)

Для сетей 220 кВ и выше. Usrs эффективны на межсистемных ЛЭП с обратными потоками активной мощности и резко меняющимся графиком нагрузки.На объектах, где выдаются гидроэлектростанции, режимы работы которых предусматривают возможность глубокого суточного и сезонного регулирования

Исходя из задач, решаемых УСР, сфера их применения расширяется (но не ограничивается ) следующие участки электрических сетей:

сети с резкопеременным графиком нагрузки;
сети с изношенным коммутационным и трансформаторным оборудованием, часто используемым для регулирования уровней напряжения;
сети, образованные длительными транзитами, которые имеют тенденцию к частому изменению величины и/или направления потоков мощности;
сети, питающие потребителей с повышенными требованиями к стабильности напряжения;
сети с высокими потерями; сетей
, режим работы которых не допускает допустимую нагрузку генераторов на реактивную мощность
.

 


Широкие функциональные возможности УСР обеспечивают целесообразность их применения на различных классах напряжения. При этом ожидаемый эффект может проявиться как на уровне локальной сети потребительских сетей, так и при решении приоритетных задач национальной энергосистемы в целом.

В условиях становления рыночных отношений в сфере электроэнергетики и увеличения инвестиций в развитие электрических сетей ЕГРП дают ряд существенных преимуществ для всех хозяйствующих субъектов:

на уровне магистральных и распределительных электрических сетей, УСР обеспечивают значительное снижение потерь электроэнергии;
на уровне потребителя устанавливаются УРС с целью стабилизации необходимого уровня напряжения, а также необходимые мероприятия по подключению к сети новых мощностей;
наряду со снижением потерь и автоматической стабилизацией напряжения в точке присоединения управляемые реакторы также обеспечивают резкое сокращение количества коммутационных выключателей и РПН, увеличение лимитов активной мощности, передаваемой по линиям, оптимизацию потоков реактивной мощности и разгрузка генераторов от его потребления.

Принцип работы (основные характеристики)

Принцип работы управляемых реакторов с намагничиванием аналогичен работе магнитного усилителя. Плавное регулирование потребляемой реактором реактивной мощности во всем диапазоне от холостого хода до номинальной мощности обеспечивается насыщением рабочих стержней магнитной системы, на которых расположены обмотки реактора, постоянным потоком, что обусловлено выпрямленным током в обмотка управления.Чем выше ток в обмотке управления, тем более насыщены стержни магнитопровода и, соответственно, меньше индуктивность и сопротивление сетевой обмотки, расположенной на стержнях. Для пояснения ниже показана электромагнитная схема трехфазного трехобмоточного уср серии РТУ.

Электромагнитная схема трехфазной трехобмоточной УСР:

САУ-система автоматического управления; ТМП-трансформатор с

Преобразователем намагничивания; СО – сетевая обмотка; ОУ-управляющая обмотка;

Обмотка компенсации СО

Напряжение переменного тока, приложенное к первичной обмотке, вызывает соответствующий поток переменного тока в сердечнике и ток сетевой обмотки.Приложенное к обмотке управления постоянное напряжение намагничивания от ТМП вызывает в ней постоянный ток и соответствующий постоянный поток в сердечнике, который по мере своего увеличения смещает переменный поток в область насыщения стали, что вызывает снижение индуктивность первичной обмотки и увеличение потребляемого ею переменного тока. Номинальный полупредельный режим насыщения возникает при нахождении полного потока стержня за изгибом характеристики намагничивания в течение половины периода частоты сети (180 эл.град). В этом режиме отсутствуют высшие гармоники и ток, потребляемый реактором, синусоидальный.

Индукции полустержней, токи СО и ОУ (слева), тока в СО, СО и ОУ (справа) в процессе настройки

реактивная мощность, потребляемая реактором от холостого хода до номинальной

значение .

Компенсационная обмотка реактора при соединении ее в треугольник обеспечивает замыкание в ней третьей гармоники (и кратных ей), что снижает содержание высших гармоник в потребляемом токе во всем диапазоне регулирования до значений ниже 3% от номинального тока.Кроме того, трансформатор основного ТМП подключен к выходам со.

 

Конструкция

Как видно, магнитная система электромагнитной части и конструкция фазы УСР-500, управляемый намагничиванием реактор отличается по конструкции от трехфазного трехобмоточного трансформатора сопоставимой мощности только за счет разделения рабочих стержней каждой фазы и наличия ТМН малой мощности (1 МВА) с системой автоматического управления. Трансформаторная технология изготовления и эксплуатации обычного маслонаполненного оборудования позволяет значительно упростить и удешевить как изготовление, так и эксплуатацию УСР.

Компенсационная обмотка располагается сначала на полустержнях, затем управляющая обмотка, а сетевая обмотка, соединенная звездой, располагается снаружи от них.

ТМП состоит из двух одинаковых маслонаполненных баков, в одном из которых находится 10/0. Питающий трансформатор 4 кВ, другой — тиристорный преобразователь, выполненный по схеме Ларионова. Единственным элементом, находящимся в закрытом помещении, является система автоматического управления (САУ), которая обеспечивает режимы автоматической стабилизации напряжения или поддерживает заданный диспетчером уровень потребления реактивной мощности.

9

Дизайн фазы USR 500 кВ

Основные преимущества УШР с магнитным подмагничиванием

К основным преимуществам управляемых шунтирующих реакторов можно отнести их высокую надежность, лучшие технико-экономические показатели, конструктивное сходство с традиционным трансформаторным оборудованием, простоту эксплуатации.

Для эксплуатации УСР не требуется специальной подготовки обслуживающего персонала и создания дополнительных условий труда на месте установки. Не используйте водяное охлаждение и не размещайте оборудование в закрытых помещениях (как в случае с решениями на основе СТК). Дополнительным преимуществом УСР является то, что его можно подключать напрямую к высоковольтным шинам и нет необходимости использовать повышающие трансформаторы. Это позволяет обеспечить весь диапазон регулировки реактора именно на том классе напряжения, где это необходимо для режима работы электрической сети.

 

Опыт эксплуатации и эффективность

Опыт эксплуатации УШР полностью подтвердил высокие потребительские качества данного типа устройств. Установка УСР обеспечивает непрерывный автоматический контроль оптимальных уровней напряжения на ряде распределительных подстанций на большой площади электрических сетей. При этом резко снижаются затраты на техническое обслуживание и ремонт трансформаторной и коммутационной аппаратуры, принимающей активное участие в процессе регулирования напряжения.

Эффективность и окупаемость установки управляемых реакторов или замены ШР на УСР во многом зависит от выбора места их установки и от характерных режимов прилегающей электрической сети. Так, например, установка первых РТУ-25000/110 типа УСР в 1998 г. в Северных электрических сетях Пермэнерго (на Кудымкарской ЭС, параллельно с существующей конденсаторной батареей) окупилась в течение трех лет только за счет снижения потерь за счет к перетокам реактивной мощности по протяженным ВЛ от энергоцентра при максимальных суточных нагрузках и в обратном направлении при их минимальных часах.

0 comments on “Рпн трансформатора 110 кв: Страница не найдена — Transformator220.ru

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.