Дистанционный раздел программы повышения квалификации руководителей и (стр. 16 )

  Нормативный срок службы отечественных трансформаторов составляет 50 лет, поэтому в сетях энергосистем промышленных и сельскохозяйственных предприятий могут также эксплуатироваться трансформаторы, выпущенные до 1967 г. и обновлённые вследствие капитального ремонта.

  Шкала номинальных мощностей этих трансформаторов: 5, 10, 20, 30, 50, 100, 180, 320, 560, 750, 1000, 1800, 3200, 5600,…, 31500, 40500, кВА и т. д.

  Рис. 10. Схемы и группы соединения обмоток двухобмоточных трансформаторов

  Важным параметром подключения трансформатора к сети является группа и схема соединений его обмоток. Группой соединений называют угловое (кратное 30°) смещение векторов между одноименными вторичными и первичными линейными напряжениями холостого хода трансформатора. Возможны четыре схемы соединения силовых трансформаторов: звезда Y, звезда с выведенной нейтралью YH, треугольник Д, зигзаг Z. Группа соединений указывается числами от 0 до 12. Например, 11 соответствует углу 330°.

  На электрических станциях и подстанциях наибольшее распространение получили следующие схемы и группы соединений двухобмоточных трансформаторов:  -  звезда - звезда с выведенной нейтралью Y/YH - 12;  -  звезда - треугольник Y/Д - 11;  -  звезда с выведенной нейтралью - треугольник YH/Д - 11.

  В трехобмоточных трансформаторах наиболее часто применяются соединения: звезда - звезда с выведенными нейтралями - треугольник Y/YH/Д - 11, 12.

  Возможность регулирования и изменения напряжения определяется параметрами РПН и ПБВ. Их характеристики задаются в виде максимального числа положительных и отрицательных  по отношению к основному выводу  обмотки ВН или СН регулировочных ответвлений с указанием шага коэффициента трансформации  ДkТ  в виде  ±nЧ ДkТ. Например, для РПН: ±6х1,5%,  ±8х1,5%,  ±10х1.5%,  ±9х1,785,  ±12х1%;  для ПБВ: ±2х2,5%.

  Номинальный  коэффициент трансформации – отношение номинальных напряжений обмоток трансформатора:  kт ном=U1ном\U2ном

  Изменение коэффициента трансформации достигается изменением числа отпаек (витков) на одной из обмоток.

Конструкция трансформатора

Рис. 11. Активная часть масляного трансформатора: 1-ярмо;  2- обмотка ВН;  3 – обмотка НН;  -  4- магнитопровод

Рис.12. трехфазный трансформатор мощностью 1000 В•А с масляным охлаждением:

1 – бак;  2, 5 – соответственно нижняя и верхняя ярмовые балки магнитопровода;  3 – обмотка ВН4  4 – регулировочный отвод к переключателю;  6 – магнитопровод;  7 -  деревянная планка;  8 – отвод от обмотки ВН;  9 – переключатель;  10 – подъемная шпилька;  11 – крышка бака;  12 – подъемное кольцо;  13, 14 -  соответственно выводы ВН и НН;  15 – выхлопная труба4  16 – расширитель (консерватор);  17 – маслоуказатель;  18 – газовое

Рис.13. Двухслойная цилиндрическая обмотка:  1 – провод;  2 – изолирующая прокладка (электрокартон);  3 – уравнительное кольцо;  4 – внутренний слой;  5 – рейка;  а, х – выводы обмоток ВН

  Рис. 14. Непрерывная обмотка:  1 – регулировочное ответвление;  2 –  катушка;  3 ---  дистанционная прокладка из электрокартона;  4 – опорное изоляционное кольцо;  5 – бумажно-бакелитовый цилиндр.

Рис.15. Переключатель типа ТПСУ:  1 – контактный болт;  2 – контактный сегмент;  3 – контактный вал;  4 – изоляционная часть вала (бакелитовая трубка);  5 – фланец цилиндра;  6 – бумажно-бакелитовый цилиндр; 7 – резиновое уплотняющее кольцо;  8 – крышка бака трансформатора;  9 – фланец;  10 – стопорный болт;  11 – колпак привода (рукоятка)

Рис.16.  Расширитель:  1 –бак;  2 – маслоуказатель;  3 – маслоуказательное стекло;  4 – угольник;  5 – запирающий болт;  6  - крышка трансформатора;  7 – газовое реле;  8 – плоский кран;  9 - трубопровод;  10 – опорная пластина

  АТ, трансформаторы (в т. ч. линейно-регулировочные), шунтирующие управляемые и неуправляемые (УШР, ШР) и компенсационные реакторы, как правило, должны оснащаться:

- АТ, трансформаторы - устройствами РПН комплектно с регулятором напряжения с возможностью работы в автоматическом и ручном дистанционном режиме с удаленного пункта управления;

- датчиками контроля состояния изоляции вводов ВН, СН, температуры верхних слоев масла бака оборудования, температуры масла на входе и выходе охладителей, положения РПН, датчиками газо - и влагосодержания трансформаторного масла, а также выводом релейных сигналов технологических защит систем охлаждения, устройства РПН, релейных сигналов питания защит трансформатора и т. д. для систем автоматической диагностики (мониторинга) и АСУ ТП.

- магнитопроводы со сниженными потерями за счет применения высококачественной электротехнической стали с уровнем удельных потерь 0,8 Вт/кг при индукции 1,5 Тл; применение сталей толщиной 0,23-0,3 мм; сборка магнитопроводов по технологии с косым стыком «Step Lap».

- обмотки из транспонированного провода со склейкой. Прессующая система из электрокартона не подверженного усадке.

- вводы 110-500 кВ герметичные, без избыточного давления, без расширительного бачка, с твердой RIP изоляцией.

- наличие измерительного вывода ПИН; не менее четырех трансформаторов тока, кроме того один трансформатор тока класса точности 0,2 для целей мониторинга.

- маслонасосы прямоточного типа. Режимы управления охлаждением: ручной, автоматический режим М/Д/ДЦ.

- функции системы управления охлаждением:

  - управление системой охлаждения по показателям нагрузочной способности и контроль состояния каждого электродвигателя системы охлаждения в отдельности;

  -  возможность плавного пуска и уменьшения пусковых токов;

  -  защита электродвигателей от перегрузки и короткого замыкания;

  -  защита электродвигателей охладителей от исчезновения фазы и от асимметрии фаз;

  -  индикация нагрузки электродвигателей;

  -  обнаружение ненагруженного двигателя или работающего с повышенным моментом нагрузки.

- конструкция охлаждающих устройств (радиаторов) - пластинчатая (плоско-штампованные радиаторы, оцинкованные методом горячего погружения).

- АТ с номинальным напряжением обмотки НН, как правило, 20-35 кВ в целях снижения значений токов короткого замыкания.

- АТ со сниженной мощностью обмотки НН (за исключением случаев подключения к ней СКРМ).

- третичные обмотки (авто)трансформаторов, от которых осуществляется питание потребителей 6-35 кВ, должны иметь и группу соединения, соответствующие принятым в питаемых распределительных сетях.

- пониженный уровень шума не более 85 дБ, для вновь проектируемых моделей - не более 75 дБ.

- установка горизонтальная (без уклона в сторону расширителя).

- шкафы автоматического управления охлаждением трансформатора должны быть оцинкованными или изготовлены из нержавеющих материалов (степень защиты не ниже IP55 по ГОСТ 14254), обеспечивать автоматическое поддержание температуры внутри шкафа; должно быть обеспечено наличие контроля доступа в шкаф с сигнализацией, ручное управление каждым из установленных маслонасосов и вентиляторов обдува, плавный пуск и токовая защита электродвигателей маслонасосов и вентиляторов, контроль состояния (исправности) коммутационных аппаратов, управляющих двигателями, наличие панели дистанционного управления (устанавливаемой в ОПУ) для оперативного управления и визуализации состояния системы охлаждения, наличие канала связи для передачи в систему мониторинга или АСУ ТП информации о состоянии системы охлаждения самодиагностика шкафа.

- требования к надежности:

  -  срок службы - не менее 30 лет;

  -  гарантийный срок - не менее 36 месяцев;

  -  отсутствие необходимости капитального ремонта в течение всего срока службы;

  -  отсутствие необходимости подпрессовки обмоток в течение всего срока службы;

  -  повышенная устойчивость к железнодорожной транспортировке (обязательное наличие датчика ускорений).

- уровень радиопомех не более 2500 мкВ.

- уровень вибраций для ШР не более 60 мкм.

- взрывобезопасность за счет применения систем предотвращения разгерметизации корпуса при внутренних повреждениях (клапаны, системы предотвращения взрывов и пожаров).

- наличие необслуживаемой системы воздухоосушения.

Принципы компоновки и размещения трансформаторных и

распределительных подстанций

  Компоновка и конструктивное выполнение трансформаторных и распределительных подстанций производятся на основании главной схемы электрических соединений. Компоновка подстанции должна быть увязана с генеральным планом объекта электроснабжения, необходимо учитывать действующие строительные нормы, стандарты и размеры типовых элементов зданий.

  Расположение подстанций должно учитывать и предусматривать удобный подвод автомобильной дороги,  удобные подходы и выходы воздушных линий электропередач и кабельных сооружений в требуемых направлениях.

  Компоновка электрооборудования, конструктивное выполнение, монтаж токоведущих частей, выбор несущих конструкций, изоляционные и другие минимальные расстояния выбираются таким образом, чтобы обеспечить:  -  безопасное обслуживание оборудования в нормальном режиме работы установки;  -  удобное наблюдение за указателями положения выключателей и разъединителей, уровнем масла в трансформаторах и аппаратах; необходимую степень локализации повреждений при нарушении нормальных условий работы установки, обусловленных действиями дугового короткого замыкания;  -  безопасный осмотр, смену и ремонт аппаратов и конструкций любой цепи при снятом с нее напряжении без нарушения нормальной работы соседних цепей, находящихся под напряжением;