Проектирование подстанции 110/6 кВ с решением задачи координации изоляции

3.5 Краткая характеристика трансформатора напряжения НТМИ 6-10кВ

Трансформаторы напряжения предназначены для питания электрических измерительных приборов (цепей защиты) сигнализации.

Конструкция трансформаторов состоит из магнитопровода, выполненного из электротехнической стали,обмоток с их изоляцией, отводов и др. конструктивных деталей, служащих для соединения отдельных частей в единую конструкцию.

Трансформаторы напряжения в зависимости от исполнения могут иметь две вторичные обмотки из которых одна (основная)предназначена для питания приборов и цепей защиты, а другая(дополнительная)для питания цепей защитных устройств и контроля изоляции сети.

Исполнение и тип трансформатора, значения напряжения, число обмоток, классы точности, мощности в классах точности, а также предельные мощности трансформаторов напряжения указываются в эксплуатационной документации.

Нулевую точку первичной обмотки необходимо заземлить для правильной работы схемы. При замыкании на землю одной из фаз магнитный поток данной фазы будет равен нулю. Следовательно, во вторичной обмотке этой фазы напряжение будет равно нулю и вольтметр этом фазы покажет ноль.

Если бы нулевая точка не была заземлена, распределение магнитных потоков при замыкании фазы на землю осталось бы таким же как и при нормальной работе (режима)и Вольтметры не изменили бы свои показания.

Нулевая точка основной вторичной обмотки и одна точка вспомогательной обмотки заземляется по правилам безопасности. На случай пробоя изоляции обмотки высшего напряжения на одну из вторичных обмоток.

Порядок подготовки к пуску (включению). Остановка (отключение) и обслуживание во время нормальной работы и в аварийных режимах.

Перед включением необходимо произвести внешний осмотр с целью выявления возможных повреждений при транспортировке или установке.

При осмотре следует убедиться в отсутствии повреждений бака, фарфора, обмотки, в достаточности уровня и отсутствия масла, наличии пломб и пр.

1. Проверить отсутствие течи масла через уплотнения и в местах сварки. Включение трансформаторов с течью масла недопустимо.

2. Проверить уровень масла в баке. Уровень масла в баке на ТН 6-10кВ должен быть на 20- 25мм ниже уровня крышки, на ТН-35-220кВ не ниже З/4 уровня масломерного стекла.

3. Проверить целостность фарфора вводов, контактных болтов, шпилек магнитопровода.

4. Проверить сопротивление изоляции прессующих болтов по отношению к корпусу ТН, которое должно быть не ниже 1Мом. 5.Удалить консервирующую смазку. б.При наличии воздухоосушительного фильтра убедиться, что селикагель не изменил своего голубого цвета на розовый.

При изменении окраски заменить селикагель.

Отобрать пробу масла для определения пробивного напряжения и проведения химического анализа.

Пробивное напряжение масла должно быть не менее:

З0кв. для тр-ов напряжением до 15кВ.

35кВ. для тр-ов напряжением до 35кВ.

45кВ. для тр-ов напряжением до 220кв.

В масле должны отсутствовать следы воды. Проба масла отбирается при температуре не ниже 5°С.

Примечание:

Для трансформаторов до 20кВ. включительно проба масла не отбирается и допускается полная замена трансформаторного масла при браковочных результатах испытаний изоляции. Если после отбора пробы масла уровень масла ниже указанного, то произвести доливку до требуемого уровня.

Включение трансформатора после доливки допускается не ранее, чем через 24ч, измерить сопротивление изоляции мегомметром с напряжением 1000В. Сопротивление изоляции обм.ВН при температуре 20 С должно быть не ниже 1000 Мом для 6-10кВ. для остальных трансформаторов согласно «Нормам испытаний электрооборудования», -Измерить электрическое сопротивление обмоток по постоянному току. -Проверить полярность обмоток.

В процессе эксплуатации у НТМИ 6-10кВ. при снижении сопротивления изоляции ниже 1000 МOм заменить трансформаторное масло, а при необходимости произвести сушку обмоток.

Подлежат сушке трансформаторы напряжением 6кВ. и выше, если отсутствовало масло или оно было ниже установленного уровня в баке.

Сушка активной части трансформаторов может быть проведена по одному из следующих методов:

а) в специальном вакуум шкафе с электрическим обогревом;

б) методом дутья с помощью воздуходувки;

в) в камере с электрическим обогревом,с применением принудительной или естественной тяги.

Об окончании сушки судят по кривой изменения сопротивления изоляции обмоток. Сушка должна продолжаться до тех пор пока сопротивление в нагретом состоянии (85-100)°С не достигает постоянной величины, которая должна оставаться неизменной в течении, по крайней мере (8- 12ч.)

Температура обмоток должна определяться методом сопротивления или термопарой. При наличии механических повреждений бака или измерением будет выявлен обрыв или плохой контакт, активная часть подлежит выемке из бака и ремонту. Трансформатор должен быть надежно заземлен.

Включение трансформатора в сеть допускается производить толчком на полное напряжение.

В процессе эксплуатации не допускается работа трансформатора при снижении уровня масла, при наличии течи масла, накопления пыли на крышке бака, шинах и вводах. При наличии течи масла трансформатор напряжения должен быть отключен. Необходимо вести визуальное наблюдение с соблюдением правил безопасности за состоянием контактов и т.д. Во время работы исправный трансформатор издает умеренный, равномерно гудящий звук, без резкого шума и треска.

Защита трансформаторов напряжения при самопроизвольных смещениях нейтрали осуществляется активным сопротивлением 25 Ом, постоянно включенным в цепь обмотки разомкнутого треугольника трансформатора напряжения.

Запрещается эксплуатация трансформатора напряжения 6-10 кВ. без выше указанного сопротивления. Активное сопротивление должно быть рассчитано на длительное протекание тока до 4 -5 А.

Это сопротивление устанавливается непосредственно у трансформатора напряжения и подключается к обмотке 3Uo без предохранителей. В сетях, где наблюдаются дательные феррорезонансные колебания, когда постоянно Подключенное активное сопротивление 25 Ом. не предотвращает возникновение или не ограничивает до безопасной величины самопроизвольное смещение нейтрали, надо принять автоматическое подключение в цепь обмотки 3Uo еще одного сопротивления- 25 Ом. в результате чего полное активное сопротивление уменьшается в 2 раза, т.е. до 12,5 Ом.

Автоматическое подключение дополнительного сопротивления 25 Ом. производится только тогда, когда в обмотке появляются токи опасной величины, протекающие по сопротивлению в нейтрали трансформатора напряжения, что наблюдается редко.

В сети с компенсацией емкостных токов (установлены ДГК) самопроизвольные смещения нейтрали возникнуть не могут.

Поэтому какие-либо оперативные действия или применение других мер защиты не требуется.

На подстанциях 110-220кВ. для предотвращения перенапряжений от самопроизвольных смещений нейтрали оперативные действия должны начинаться с заземления нейтрали трансформатора, включаемого на ненагруженную систему шин с трансформаторами напряжения НКФ 110-220кВ.

Перед отделением от сети ненагруженной системы шин с НКФ 110-220кВ. Нейтраль питающего транcформатора должна быть заземлена.

Оперативные действия воздушными выключателями должны проводится так, чтобы НКФ не оказались присоединенными к питающим шинам через конденсаторы, шунтирующие контактные разрывы отделителей воздушных выключателей.

В сетях б-35кВ. в случае необходимости должны применяться меры по предотвращению самопроизвольных смещений нейтрали.

При появлении земли в сети б-10 кВ. немедленно приступить к ее отысканию и устранению. Разземлить нейтраль (где есть заземляющий нож в нейтрали обмотки 10кВ.) или отключить НТМИ-10кВ.

Порядок допуска к осмотру, ремонту и испытаниям оборудования.

Осуществляется соответствующим оперативным персоналом на основании существующих Межотраслевых правил по охране труда при эксплуатации электроустановок.

1. После окончания монтажа, наладки и испытания трансформатора проверить наличие записей служб о готовности к включению.

2. Проверить выполнение всех заземлений на трансформаторе.

З. Проверить соединение маслоуказателъного стекла о крышкой трансформаторе тока (которое обеспечивает выравнивание потенциалов).

4. Проверить уровень масла в маслоуказательном стекле, наличие силикагеля в воздухосушительном фильтре, отсутствие течи масла.

5. Не задействованные вторичные обмотки трансформатора тока должны быть закорочены.

6. Осмотр трансформатора тока производить на подстанциях с постоянным оперативным персоналом ежедневно, без постоянного оперативного персонала не реже одного раза в месяц.

7. При возникновении аварийных режимов с трансформатором необходимо немедленно поставить в известность диспетчера ОДС и действовать согласно местной инструкции по ликвидации аварийных ситуаций. К аварийным режимам относятся:

- снижение уровня масла, течь масла из трансформатора

- изменение цвета силикагеля с голубого на розовый

- нагрев контактов

8. Течь масла из трансформатора может происходить из-за нарушение уплотнений между цоколем и покрышкой, между покрышкой и маслорасширителем в местах сочленения деталей маслоуказателя, а также в местах выхода выводов первичной обмотки Л1 и Л2. Если имеется течь масла в маслоуказательном стекле, трансформатор должен быть отключен.

9. При изменении цвета силикагеля с голубого на розовый необходимо сообщить дефект в группу ПС и диспетчеру ОДС ПЭС.

10. При нагреве контактов и невозможности отключение трансформатора тока, необходимо принять меры к снятию нагрузки с него.

11. При отключении вторичных обмоток от цепей приборов и защит необходимо предварительно замкнуть накоротко вторичные обмотки во избежание их повреждения.

Требования по межотраслевым правилам по охране труда при эксплуатации трансформатора напряжения НТМИ 6-10 кВ.

1. Осмотры, испытания трансформаторов напряжения производятся в соответствии с существующими Межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок, «Правилами пожарной безопасности» при замене трансформаторного масла и сушке изоляции обмоток.

2. Испытания ТН производит бригада, в которой производитель работ должен иметь группу по электробезопасности – IV, член бригады группу – III, охрана группу – II. Работы выполняются по наряду-допуску, персонал должен иметь запись в удостоверении «Испытание оборудования с повышенным напряжением».

3. Для устранения возможности появления на отключенном, для производства работ, на участке электроустановки, напряжения за счёт обратной трансформации, трансформаторы напряжения, связанные с этим участком, следует отключить и со стороны напряжения ниже 100В с вывешиванием плаката : «Не включать – работают люди». (на рубильнике автомата, на предохранителе и т.д.)

4. При несчастном случае принимаются следующие меры безопасности: отключение электроустановки, освобождение пострадавшего от воздействия Тока, оказания первой помощи пострадавшему, сообщение вышестоящему персоналу.

5. Испытательный трансформатор заполненный трансформаторным маслом является взрывоопасным, необходимо производить тех.осмотры перед началом работ на обнаружение подтёков и трещин. При возгорании отключить электроустановку и приступить к тушению порошковыми огнетушителями.

3.6 Комплектные распределительные устройства

При номинальном напряжении 6-35 кВ масса и габариты аппаратов, используемых для распределения электроэнергии между потребителями, относительно невелики. Это позволяет изготовлять распределительные устройства (РУ) или отдельные их элементы (ячейки) полностью в заводских условиях. Распределительные устройства, изготовляемые укомплектованными блоками для монтажа на месте эксплуатации, называют комплектными распределительными устройствами (КРУ).

Принятая классификация КРУ предусматривает разделение их на устройства внутренней и наружной установки, а также по ряду других признаков, в том числе по климатическим условиям работы, по конструктивному исполнению, типу коммутационного аппарата, условиям обслуживания.

Состав ячеек КРУ может быть различным. В зависимости от главного элемента различают ячейки с выключателями, с трансформаторами напряжения, с кабельными или воздушными вводами и т. д. Число вариантов исполнения каждого из упомянутых типов ячеек может достигать 8-10. Например, ячейки с высоковольтным выключателем могут различаться типом выключателя, наличием или отсутствием трансформаторов тока, заземляющего разъединителя, кабельной разделки, направлением вывода нагрузки и т. д. Так, отечественные КРУ серии КРУ-2-10 класса напряжения 10 кВ имеют 21 вариант схем ячейки с выключателем. Все возможные схемы исполнения ячеек КРУ этого типа приводятся в соответствующих технических описаниях и справочниках в виде так называемых сеток схем.

Рассмотрим основные черты конструкции одного из наиболее совершенных отечественных КРУ типа КЭ-10, выпускаемого Ровенским заводом высоковольтной аппаратуры (РЗВА). КРУ типа КЭ-10 предназначены для работы на подстанциях общепромышленного назначения, а также при частых коммутационных операциях. Сетка схем главных цепей КРУ КЭ-10 включает в себя 48 вариантов схем. Шкафы КРУ подразделяются на шкафы с выключателями, разъединителями, предохранителями силовыми, трансформаторами напряжения, трансформаторами собственных нужд, разрядниками, а также на шкафы глухих вводов и кабельных сборок (всего 27 типоисполнений). Как и все отечественные КРУ внутренней установки классов напряжения 6-10 кВ, они предназначены для работы с одинарной системой сборных шин.

Сведения о ячейках КЭ-10 двух вариантов исполнения на номинальные токи отключения 20 и 31,5 кА, с электродинамической стойкостью 52 и 81 кА соответственно. Ячейки КЭ-10 обладают наименьшей среди отечественных КРУ шириной (750 мм) и имеют твердое изоляционное покрытие всех токоведущих элементов высокого напряжения.

Все элементы ячейки размещены внутри металлического шкафа, состоящего из каркаса, выдвижного элемента и релейного шкафа. Каркас, представляющий собой покрытый металлическими листами сборный корпус, разделен стальными перегородками толщиной 2 мм на отсеки, в том числе отсек сборных шин, отсек выдвижного элемента, отсек отпаек сборных шин и отсек линейных шин. Это позволяет локализовать в пределах одного шкафа возможные повреждения при возникновении электрической дуги.

Сборные шины выполняются из алюминиевых и медных полос. а в тропическом исполнении - только из медных.

В отсеке линейных шин размещены линейные шины и отпайки. проходящие в отсек выключателя через проходные изоляционные втулки или через втулки трансформаторов тока. В зависимости от схемы главных цепей в линейном отсеке устанавливается до трех трансформаторов тока. Предусмотрена также установка заземляющего устройства, включение которого невозможно при замкнутом выключателе.

Отсек сборных шин закрыт сверху свободно открывающейся крышкой с жалюзи. Сборные шины устанавливаются в специальных пазах изоляционных опор.

Крепление отпаек в отсеке отпаек сборных шин выполнено поворотным, что дает возможность очищать нижнюю часть опоры от пыли.

При компоновке шкафов с кабельными вводами в средней; части шкафа организуется кабельный отсек. Конструкция KРУ позволяет подключать до четырех кабелей сечением 3X240 мм в шкафу с выключателем и до десяти аналогичных кабелей в шкафу кабельных сборок.

Отсек выдвижного элемента предназначен для размещения тележки с электромагнитным выключателем, штепсельным разъединителем, трансформатором напряжения или другим элементом.

В варианте исполнения ячейки на выдвижном элементе размещен электромагнитный выключатель типа ВЭ-10, подключаемый к схеме КРУ с помощью разъемных контактов. Изоляция разъемных контактов выполнена горшкового типа и обеспечивает разделение отсека кабельной сборки и отсека выключателя.

При одностороннем обслуживании (доступ к шкафу только с лицевой стороны) и двухрядном расположении ячеек достигнутая в конструкции малая глубина всей ячейки и выдвижного элемента позволяют обеспечить необходимую ширину прохода 1,8 м при общей ширине помещения РУ, равной 6 м, что меньше, чем для других типов отечественных КРУ.

Защитная и сигнализационная аппаратура ячейки расположена внутри релейного шкафа. В зависимости от числа элементов в схеме вспомогательных соединений релейные шкафы КРУ КЭ-10 выпускаются в двух типоисполнениях высотой 715 и 900 мм, причем в последнем случае общая высота ячейки увеличивается до 2585 мм.

Основными элементами релейного шкафа является сварной каркас с дверью и подвижная тележка с установленной на ней аппаратурой защиты и управления. Для удобства обслуживания каретка имеет возможность выдвигаться из шкафа и поворачиваться на 90°. Подсоединение релейного шкафа и тележки выполнено с помощью гибких проводов и разъемных контактов по 20 цепей в каждом. На двери релейного шкафа размещены счетчики электроэнергии, блоки указательных реле, а также другая аппаратура, в том числе устанавливаемая и по специальному требованию заказчика.

На базе ячеек типа КЭ-10 освоен выпуск шкафов КРУ типа КМ-10. Их отличие от базового варианта заключается в установке на выдвижном элементе маломасляных выключателей колонкового типа серии ВК-Ю, и технические данные практически совпадают с КРУ базового варианта.

Рассмотрим варианты исполнения ячеек с выключателем КРУ классов напряжения 7,2-24 кВ фирмы ВВС (Швейцария) типов ВВ и ВА. Они могут отличаться один от другого не только схемами главных цепей, но и наличием или отсутствием металлической перегородки между отсеком сборных шин и отсеком выключателя, возможностью использования в РУ с одинарной или двойной системой сборных шин и т. д.

Основным вариантом является тип ВВ1. Его важнейшие особенности: использование в качестве сборных шин одинаковых труб для всех классов напряжения; доступ к кабельному вводу с передней стороны ячейки, что позволяет устанавливать ее у стены здания (возможность одностороннего обслуживания), идентичность разъемов подключения выключателя к сборным шинам или к кабельному вводу, что дает возможность при необходимости менять их местами.

Ячейка типа ВА1 отличается от ВВ1 наличием металлических перегородок, образующих отсеки сборных шин, выключателя и кабельного ввода. Она снабжена подвижными металлическими заслонками, прикрывающими отверстия высоковольтных вводов. При необходимости компоновки схемы РУ с двойной системой сборных шин требования максимальной надежности и безопасности привели к созданию варианта типа ВА2. Устройство состоит из двух шкафов типа ВА1, установленных задними стенками вплотную один к другому. Единственным отличием является высоковольтный проходной изолятор, установленный в задней стенке.

Ограничения, накладываемые строительными условиями по вводу кабеля в ячейку или сверху, обусловили создание КРУ других вариантов, которые нуждаются в обслуживании и со стороны задней стенки шкафа и могут быть использованы при кабельной подводке с обеих сторон. Стремление к унификации изделий и увеличению серийности при изготовлении КРУ Приводит к постоянному уменьшению числа вариантов исполнения, например, в КРУ GA-24 их три-четыре.

Элементы ячеек КРУ размещаются, как правило, внутри прочного" металлического заземленного шкафа. Принятая международная классификация защитных оболочек фиксирует как возможность проникновения через отверстия в оболочке тел определенного размера, так и степень защищенности оборудования от попадания воды. Шкафы современных КРУ выполняются с уровнем защищенности не ниже IP30, что соответствует максимальному диаметру отверстий в оболочке не более 2,5 мм и отсутствию защиты от воздействия воды как в виде дождя, так и в виде отдельных капель. Выбор уровня защищенности оболочки обусловливается работой КРУ в закрытом помещении или под открытым небом, а также наличием в окружающей среде влаги, песка, пыли или мелких насекомых.

При размещении ячейки КРУ внутри шкафа важной особенностью конструкции является либо возможность одностороннего обслуживания, либо необходимость обслуживания с двух сторон. В первом случае ячейки могут быть установлены в два ряда вплотную к стене помещения РУ с проходом для контроля и обслуживания шириной 1800-2200 мм. При этом достигается компактное размещение большого числа ячеек. При двухстороннем "обслуживании вдоль стены должен быть оставлен коридор шириной не менее 1 м, и общая занимаемая площадь возрастает.

В зависимости от наличия или отсутствия внутренних перегородок в соответствии с рекомендацией МЭК КРУ делятся на три типа: с металлическими перегородками между отсеками шкафа; с перегородками из диэлектрического материала; без перегородок.

При этом ячейки второго типа обладают тем преимуществом, что при коротком замыкании внутри ячейки электрическая дуга не фиксируется на диэлектрических перегородках.

Наиболее ответственным элементом схем КРУ являются высоковольтные выключатели (ВВ), выполняющие основные функции по перераспределению потоков энергии. Они определяют такие наиболее существенные для потребителя параметры КРУ, как номинальный рабочий ток, номинальный ток короткого замыкания и др. Конструкция ВВ, используемая в нем среда дугогашения являются важными характеристиками КРУ. Первоначально в качестве среды дугогашения использовались воздух и минеральное масло, в настоящее время - вакуум и элегаз. По оценкам специалистов КРУ среднего и высокого напряжения на 40-60 % должны оснащаться вакуумными выключателями. Некоторые фирмы развитых стран (например, японская «Мейденша») полностью перешли на выпуск КРУ с вакуумными выключателями, а фирма ВВС (ФРГ) разработала взаимозаменяемые выключатели с элегазовым или вакуумным принципом гашения дуги, позволяющие по требованию заказчика использовать ту или иную среду дугогашения в любой схеме КРУ.

4. Координация изоляции и защита от перенапряжений

4.1 Координация изоляции

Защита оборудования подстанций от набегающих волн и координация изоляции на подстанциях базируется в настоящее время на использовании разрядников типов РВП, РВС и ОПН нынешнего поколения по ГОСТ 16357-70. Трансформаторы и автотрансформаторы 150 и 220 кВ имеют два уровня изоляции:

Основной, скоординированный с разрядниками РВП и РВМГ;

Повышенный, скоординированный с разрядниками РВС и ОПН.

Изоляция аппаратов и измерительных трансформаторов имеет один повышенный уровень.

На подстанциях до 110 кВ включительно, где установлены трансформаторы с повышенным уровнем изоляции, место установки вентильных разрядников и ограничителей перенапряжений выбирается таким образом, чтобы обеспечить защиту всего оборудования минимальным числом защитных аппаратов(например, по одному комплекту на каждую систему шин). При этом допускается наличие коммутационных аппаратов между РВ (ОПН) и трансформаторами, поскольку уровень изоляции трансформаторов выше возможной кратности большинства коммутационных перенапряжений, т.е. перенапряжений при включении и отключении.

Для оценки надежности защиты подстанционного оборудования от набегающих волн необходимо сопоставить напряжения на изоляции с её электрической прочностью. При этом следует учитывать, что формы волн напряжения на изоляции являются нестандартными.

Перекрытие изоляции на подстанции в большинстве случаев означает дуговое к.з. в непосредственной близости от сборных шин, которое может привести к системным авариям.

В результате перекрытия внешней изоляции возникает так называемый срез, т.е. практически мгновенный спад напряжения до нуля, являющийся причиной больших градиентных перенапряжений в обмотках трансформаторов, вызывающих в неблагоприятных случаях повреждение продольной изоляции. Пробой внутренней изоляции в отличии от перекрытия внешней – это в большинстве случаев необратимый процесс, приводящий к выходу из строя аппарата в целом.

Подстанции защищаются как от прямых ударов молний, так и от волн напряжения, набегающих с линии.

Повреждения или перекрытия изоляции на подстанции принципиально могут быть обусловлены тремя причинами:

Прорывом молнии мимо молниеотводов;

Возникновением высокого потенциала на заземлении пораженного молниеотвода, приводящего к обратному перекрытию с заземлителя на токоведуще части установки;

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7