История создания единой энергосистемы Республики Коми

Тип работы:
Отчет
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Государственное Автономное Общеобразовательное Учреждение Специального Профессионального Образования Республики Коми Печорский Промышленно-Экономический Техникум

Отчет по практике

г. Печора, 2012 г.

История создания единой энергосистемы РК

К 1960-му году на территории республики было уже множество локальных, изолированных друг от друга энергоузлов, принадлежащих разным организациям и ведомствам, где использовалось 1916 электростанций. Общее число работающих на ТЭЦ, ТЭС, ГЭС, ЛЭС, ДЭС, в электрических и тепловых сетях, принадлежащих различным предприятиям и организациям, составляло свыше 3 тысяч человек. Если за весь 1928-й год выработка электроэнергии по республике была равна 300 тысячам кВт, то уже к 60-му году эти показатели были выше миллиарда. Но единой технической политики не существовало (кроме тех электроэнергетических хозяйств, которые принадлежали комбинатам «Воркутуголь» и «Интауголь», Ухткомбинату, Сыктывкарскому ЛДК, Сысольскому ПЭС, Коми республиканскому СМУ «Сельэлектрострой», Горэлектросети Сыктывкара). Стало ясно, что необходимо объединить разрозненное энергетическое хозяйство на базе единого организационного центра.

В 1962 году специалисты отдела энергетики и водного хозяйства Коми филиала Академии наук СССР составили научную записку за подписями четырех секретарей обкомов КПСС (Коми, Архангельского, Вологодского и Кировского) в адрес ЦК КПСС. В сентябре 1962 года на заседании энергомеханической секции техникоэкономического совета Коми совнархоза (СНХ), проходившего в г. Воркуте, рассматривались проектные варианты формирования единой энергосистемы Коми АССР, разработанные Рижским отделением Всесоюзного института «Тепло-электропроект» (РижТЭП). В минимальном варианте, в период 1966—1970-х годах сохраняются изолированные Сыктывкарский и Ухтинский энергоузлы. В энергосистему в этот период намечается объединить только города Воркута, Инта (по ВЛ-220 кВ) и Печора (по ВЛ-110 кВ Инта-Печора). Полное формирование энергосистемы по этому варианту намечалось к 1975 году. Совещание особо отметило: «Строительство ГРЭС в районе Микуни или Серегово предусматривается в максимальном варианте — к 1970 году, т. е. значительно раньше Усть-Ижемского гидроэлектростанции (ГЭС), строительство которой относилось к 1971−1980 годам».

В Коми АССР все ощутимее намечалось образование самостоятельной отрасли — электроэнергетической. Назревала настоятельная необходимость создания главного штаба электроэнергетики, способного координировать

эксплуатацию зарождающейся отрасли и перспективу её развития без ведомственных барьеров.

Наращиванием мощностей существующих электростанций проблему энергообеспечения решить было невозможно. В связи с этим Областной комитет КПСС, Коми Совнархоз, правительство республики обратились в 1964 году к руководству Государственного комитета по энергетике и электрификации СССР с просьбой организовать в республике энергетическое управление с приемкой на его баланс ведомственных электростанций и электрических сетей. Эта просьба была удовлетворена и приказом Комитета № 5а от 15 июня 1964 года было организовано Районное энергетическое управление Комиэнерго с местонахождением в г. Ухте.

Времени на раскачку при создании с нуля управления не было. Поэтому его руководителями были приглашены и назначены опытные, прекрасно знающие свое дело, представители (воспитанники) энергетических коллективов Воркуты, Инты, Ухты. До первого января 1965 года в состав Комиэнерго были приняты все относительно крупные электростанции, энергопоезда, отдельные дизельные и гидравлические электростанции. Общая мощность принятых в Комиэнерго электростанций составила 309,2 МВт. Перед молодым аппаратом управления Комиэнерго стояло много задач. Главными из них были:

— сохранить и обеспечить надежную эксплуатацию принятых электростанций и электрических сетей;

— наметить четкую перспективу создания и развития (еще не существующей) энергосистемы Республики Коми;

— в кратчайшие сроки приступить к осуществлению разработанной проектными институтами Минэнерго СССР (Энергосетьпроект, Теплоэнергопроект, Сельэнергопроект) схемы развития энергосистемы Коми АССР на 1970 и последующие годы.

Целью схемных решений было создание энергосистемы республики на базе строительства крупных тепловых электростанций (ТЭЦ Сыктывкарского ЛПК, Сосногорской ТЭЦ, Печорской ГРЭС, расширение Воркутинской ТЭЦ-2), магистральной линии электропередачи напряжением 220 кВ Воркута-Инта-Печора-Ухта-Микунь-Сыктывкар, объединяющей все крупные электростанции республики и распределительных сетей напряжением 220−110 кВ в административные районы.

Только за первые двадцать лет деятельности Комиэнерго установленная мощность электростанций увеличилась в 5,57 раза, что почти в два раза превышает темпы роста по СССР. За этот же период выработка электроэнергии по Комиэнерго возросла в 4,43 раза, тогда как в целом по СССР она выросла в 2,9 раза. Отпуск тепловой энергии потребителям возрос в 3,6 раза.

Производство электроэнергии на душу населения возросло с 1620 до 7000 кВтч. По этому показателю Республика Коми опередила такие высоко развитые страны как Япония, Дания, Италия.

К 1982 году было в основном закончено формирование энергосистемы. Вступили в строй действующих ТЭЦ Сыктывкарского лесопромышленного комплекса, Сосногорская ТЭЦ, Печорская ГРЭС, завершено строительство упомянутой системообразующей ВЛ-220 кВ Инта-Печора-Ухта-Микунь, две ВЛ-110 кВ Микунь-Сыктывкар с соответствующими подстанциями. Только Воркутинский энергоузел к этому времени работал изолированно.

29 декабря 1982 г. в 22 часа 22 минуты энергосистема Коми была включена на параллельную работу с Единой энергосистемой Европейской части СССР. С завершением строительства в августе 1985 года ВЛ-220 кВ Инта-Воркута и Воркутинский узел был подключен к Единой энергосистеме.

Сегодня пять энергоузлов «Комиэнерго» — Воркутинский, Интинский, Печорский, Ухтинский и Южный — производят почти 3 млрд. кВт. ч электроэнергии (без учета Печорской ГРЭС, которая в 1993 г. стала самостоятельным акционерным обществом) и 7,5 млн. Гкал тепла — соответственно, вдвое и вчетверо больше, чем 36 лет назад. Удельный расход топлива при этом снизился примерно на 20%. Установленная электрическая мощность электростанций «Комиэнерго» — 758 МВт.

Протяженность линий электропередачи напряжением 110 кВ увеличилась в 30 раз, превысив 4,5 тыс. км, а 220 кВ — с нуля до 1730 км. Все эти линии оснащены автоматикой и релейной защитой, позволяющей с минимальными потерями локализовать и ликвидировать возможные аварийные ситуации. В 8,5 раз до 618 км возросла протяженность теплосетей, в 2,7 раза — до 9,5 тыс. человек — численность персонала. Всем этим хлопотным энергетическим хозяйством оперативно управляет Центральная диспетчерская служба, которая начиналась с телефонной трубки, а нынче представляет собой современный, оснащенный компьютерной техникой центр управления.

Энергосистема одна из первых включилась в процесс экономических преобразований. В 1993 г. предприятие было акционировано, при этом собственником 49% акций стало государство, а 51% - трудовой коллектив компании и организации, участвующие в развитии энергосистемы.

Без сомнения, освоение богатств нашей северной земли, развитие угольной, нефтяной, газовой и иных отраслей народного хозяйства стало бы невозможным без надежной работы энергосистемы Республики Коми. Она стала тем фундаментом, на котором в течение нескольких десятков лет была создана производственная база некогда отсталого и неосвоенного Коми края. Благодаря ответственности, профессионализму работников отрасли, республика каждый год проходит суровые испытания северной зимы спокойно и легко. На рубеже веков энергетики еще раз подтвердили высокий уровень профессионального мастерства и готовность к работе в Новом тысячелетии в новых условиях и по современным стандартам. Конечно же и в дальнейшем энергосистема республики будет являть собой пример слаженной, надежной и качественной работы для всех отраслей производства, оставаясь «становым хребтом» экономики, а значит и благосостояния нашего северного края.

История создания Печорских Электрических сетей

Датой создания печорских электрических сетей можно считать май 1965 г, когда было принято решение о создании новой структуры на базе энергопоезда № 33 расположенного в поселке Кожва (Саратовка) которая стала именоваться «Дирекцией Печорских Энергопоездов» во главе которой был поставлен Закурин Ю. Г.

Целью предприятия было объединение энергетических источников и профессиональная эксплуатация сетей.

В те года в Припечорье преобладала лесная промышленность речной авиационный и железнодорожный транспорт, геологоразведка. На эти отросли работали первые энергетические источники (энергопоезд № 33 и стационарные дизельные станции пароходства) но город рос, и они не решали проблему электроснабжения.

Для ликвидации дефицита электроэнергии в осенне-зимний период было принято решение проложить временную кабельную линию через р. Печору.

В 1967 г. пароходство передаёт электростанцию мощностью 1500кВт, а портом поступают новые энергопоезда (№ 87, № 136, № 227,) и две передвижные электростанции мощностью по 1050кВт.

В марте того же года Советом Министров Коми АССР было принято решение о выделении площадки для строительства ГРЭС в районе города Печоры.

Обеспечение стройки электроэнергией легло на плечи «Дирекции Печорских энергопоездов». В 1971 году в Печору из Тюмени была доставлена плавучая электростанция «Северное Сияние-02» мощностью 24 МВт и введена в эксплуатацию, начальником которой был назначен Рыбочка Я. И.

Согласно проекту реконструкции на баланс «Дирекции Печорских энергопоездов» были приняты и модернизированы распредсети 0,4−10кВ города Печоры. В период 1971—1975 гг. Начинается строительство новых линий электропередач для сельских потребителей. До этого там были небольшие дизельные электростанции.

После постройки и ввода в эксплуатацию линий 20кВ Кожва — Соколово (позднее до деревни Акись) и линии Кожва — Красный Яг население левобережья получило надежное электроснабжение.

В 1977 году организация была переименована в «Печорское предприятие электрических сетей» в результате пересмотра организационной структуры предприятия. В состав новой организации вошли Усинский и Печорский район, плавучая электростанция «Северное Сияние-02», энергопоезд № 227.

По 1979 год до в вода в эксплуатацию ГРЭС Печора снабжалась электроэнергией от Сосногорской ТЭЦ.

Основное развитие электросети получили с развитием Усинского нефтяного месторождения.

С 1975 по 1989 года были построены высоковольтные линии 220кВ объединившие в единую систему Печору, Ухту, Усинск, Возей, Северный Возей и Инту, в том числе трансформаторные подстанции «Городская», «Печора», «Кожва», «Усинская», «Промысловая», «Сыня», «КС УГПЗ», «Газлифт», «Возейская», Северный Возей", огромное количество ТП И линий 35кВ.

1989году был создан отдел автоматизированных систем управления производством. Задача, которого была разработка и внедрение оперативно измерительного комплекса (ОИК) и цифровых регистраторов аварийных процессов (ЦРАП) а так же и сбор, сохранение и предоставление различной информации, строительство локальных сетей и обеднение их в корпоративную сеть.

Первые в Коми в 1994 году на участке линии № 8 Д. Лыжа — Д. Акись была применена технология замены «простого голого» провода на самонесущий изолированный провод SAX-70 финского производства.

В 1997 году на баланс ПЭС (Печорские Электрические Сети) были переданы сети 0,4−10кВ г. Усинска, п. Парма, п. Усадора села Усть-Усы и дизельные электростанции всех сел Припечорья (от д. Кушшор до д. Васькино) сделано это было на основании распоряжения Главы Республики.

В 1998 году был присоединен Каджеромский район, ранее входивший в Центральные сети. В этом же году при строительстве линии 10кВ от ПС «Трош» до деревни Щельябож одними из первых в Коми был применён подводный кабельный переход. Совхоз «Северный» был переведён на централизованное электроснабжение.

С приходом директора Бопкова С. Н. в ПЭС была проведена огромная работа по техническому перевооружению и реконструкции электрических сетей, подстанций и сооружений, производственных баз, тепловых сетей, котельной. Центральный тепловой пункт (ЦПТ) прекратил своё существование совсем недавно, где много лет трудились Андреев Н. А., Ивакин В. П., Фирсова Х. Г.

В те же годы было смонтировано оборудование телемеханизации и автоматизации диспетчерских пультов ПЭС и РЕС, после чего были включены в единую сеть телемеханизации АКЭ «Комиэнерго» что позволяло получать диспетчеру оперативную информацию обо всех энергообъектах АЭК «Комиэнерго» (ПГРЭС, ЦЭС, ЮЭС) и оперировать выключателями ПЭС непосредственно с диспетчерского пульта.

Группой АСДУ ССДТУ в 2002 году заменила устаревшее оборудование сбора данных на новое мощные компьютеры и отдельные контролеры. Было установлено современное оборудование учета электроэнергии (АСКУЕ) на базе ИПЦ.

На данный момент протяженность ВЛ состовляет3081 км.

ТП напряжением 35кВ и выше 59.

ТП напряжением 6−20/0,4кВ 404.

На данный момент в ПЭС работают примерно 450 человек.

Техническое обслуживание и ремонт трансформаторов

Одним из важнейших преимуществ переменного тока перед постоянным является легкость и простота, с которой можно преобразовать переменный ток одного напряжения в переменный ток другого напряжения. Достигается это посредством простого и остроумного устройства — трансформатора, созданного в 1876 г. замечательным русским ученым Павлом Николаевичем Яблочковым.

П.Н. Яблочков предложил способ «дробления света» для своих свечей при помощи трансформатора. В дальнейшем конструкцию трансформаторов разрабатывал другой русский изобретатель И. Ф. Усагин, который предложил применять трансформаторы для питания не только свечей Яблочкова, но и других приемников.

Важная роль в развитии электротехники принадлежит М.О. Доливо-Добровольскому. Он разработал основы теории многофазных и, в частности, трехфазных переменных токов и создал первые трехфазные электрические машины и трансформаторы. Трехфазный трансформатор современной формы с параллельными стержнями, расположенными в одной плоскости, был сконструирован им в 1891 г. С тех пор происходило дальнейшее конструктивное усовершенствования трансформаторов, уменьшалась их масса и габариты, повышалась экономичность. Основные положения теории трансформаторов были разработаны в трудах Е. Арнольда и М. Видмара.

Цель этого отчёта заключается в изучении трансформаторов, их применения, ремонта и эксплуатации.

Общие сведения о трансформаторах

Назначение трансформаторов

Трансформатором называется статический электромагнитный аппарат, преобразующий переменный ток одного напряжения в переменный ток другого напряжения той же частоты. Трансформаторы позволяют значительно повысить напряжение, вырабатываемое источниками переменного тока, установленными на электрических станциях, и осуществить передачу электроэнергии на дальние расстояния при высоких напряжениях (110, 220, 500, 750 и 1150 кВ). Благодаря этому сильно уменьшаются потери энергии в проводах и обеспечивается возможность значительного уменьшения площади сечения проводов линий электропередачи.

В местах потребления электроэнергии высокое напряжение, подаваемое от высоковольтных линий электропередачи, снова понижается трансформаторами до сравнительно небольших значений (127, 220, 380 и 660 В), при которых работают электрические потребители, установленные на фабриках, заводах, в депо и жилых домах. На э. п. с. переменного тока трансформаторы применяют для уменьшения напряжения, подаваемого из контактной сети к тяговым двигателям и вспомогательным цепям.

Кроме трансформаторов, применяемых в системах передачи и распределения электроэнергии, промышленностью выпускаются трансформаторы: тяговые (для э. п. с), для выпрямительных установок, лабораторные с регулированием напряжения, для питания радиоаппаратуры и др. Все эти трансформаторы называют силовыми.

Трансформаторы используют также для включения электроизмерительных приборов в цепи высокого напряжения (их называют измерительными), для электросварки и других целей.

Рис. 1 — Схема включения однофазного трансформатора

Устройство трансформаторов

Трансформаторы в зависимости от конфигурации магнитопровода подразделяют на стержневые, броневые и тороидальные.

В стержневом трансформаторе (рис. 2, а) обмотки 2 охватывают стержни магнитопровода 1; в броневом (рис. 2, б), наоборот, магнитопровод 1 охватывает частично обмотки 2 и как бы бронирует их; в тороидальном (рис. 2, в) обмотки 2 намотаны на магнитопровод 1 равномерно по всей окружности.

Рис. 2 — Устройство стержневого (а), броневого (б) и тороидального (в) трансформаторов

Трансформаторы большой и средней мощности обычно выполняют стержневыми. Их конструкция более простая и позволяет легче осуществлять изоляцию и ремонт обмоток. Достоинством их являются также лучшие условия охлаждения, поэтому они требуют меньшего расхода обмоточных проводов. Однофазные трансформаторы малой мощности чаще всего выполняют броневыми и тороидальными, так как они имеют меньшую массу и стоимость по сравнению со стержневыми трансформаторами из-за меньшего числа катушек и упрощения процесса сборки и изготовления. Тяговые трансформаторы с регулированием напряжения на стороне низшего напряжения — стержневого типа, а с регулированием на стороне высшего напряжения — броневого типа.

Рис. 3 — Магнитопроводы однофазного тягового (а) и силового трехфазного (б) трансформаторов: 1 — стержень; 2 — ярмовые балки; 3 — стяжные шпильки; 4 — основание для установки катушек; 5 — ярмо

Магнитопроводы трансформаторов (рис. 3) для уменьшения потерь от вихревых токов собирают из листов электротехнической стали толщиной 0,35 или 0,5 мм. Обычно применяют горячекатаную сталь с высоким содержанием кремния или холоднокатаную сталь. Листы изолируют один от другого тонкой бумагой или лаком. Стержни магнитопровода трансформатора средней мощности имеют квадратное или крестовидное сечение, а у более мощных трансформаторов — ступенчатое, по форме приближающееся к кругу (рис. 4, а). При такой форме обеспечивается минимальный периметр стержня при заданной площади поперечного сечения, что позволяет уменьшить длину витков обмоток, а следовательно, и расход обмоточных проводов. В мощных трансформаторах между отдельными стальными пакетами из которых собираются стержни, устраивают каналы шириной 5−6 мм для циркуляции охлаждающего масла. Ярмо, соединяющее стержни, имеет обычно прямоугольное сечение, площадь которого на 10−15% больше площади сечения стержней. Это уменьшает нагрев стали и потери мощности в ней.

В силовых трансформаторах магнитопровод собирают из прямоугольных листов. Сочленение стержней и ярма обычно выполняют с взаимным перекрытием их листов внахлестку. Для этого листы в двух смежных слоях сердечника располагают, как показано на рис. 4, б, г, т. е. листы стержней 1, 3 и ярма 2, 4 каждого последующего слоя перекрывают стык в соответствующих листах предыдущего слоя, существенно уменьшая магнитное сопротивление в месте сочленения. Окончательную сборку магнитопровода осуществляют после установки катушек на стержни (рис. 4, в).

В трансформаторах малой мощности магнитопроводы собирают из штампованных листов П- и Ш-образной формы или из штампованных колец (рис. 5, а-в).

Рис. 4 — Формы поперечного сечения (а) и последовательность сборки магнитопровода (б — г)

Большое распространение получили также магнитопроводы (рис. 5, г-ж), навитые из узкой ленты электротехнической стали (обычно из холоднокатаной стали) или из специальных железо-никелевых сплавов.

Рис. 5 — Сердечники однофазных трансформаторов малой мощности, собранные из штампованных листов (о, б), колец (в) и стальной ленты (г-ж)

Обмотки. Первичную и вторичную обмотки для лучшей магнитной связи располагают как можно ближе друг к другу: на каждом стержне 1магнитопровода размещают либо обе обмотки 2 и 3 концентрически одну поверх другой (рис. 6, а), либо обмотки 2 и 3 выполняют в виде чередующихся дисковых секций — катушек (рис. 6, б). В первом случае обмотки называют концентрическими, во втором — чередующимися, или дисковыми. В силовых трансформаторах обычно применяют концентрические обмотки, причем ближе к стержням обычно располагают обмотку низшего напряжения, требующую меньшей изоляции относительно магнито-провода трансформатора, снаружи — обмотку высшего напряжения.

В трансформаторах броневого типа иногда применяют дисковые обмотки. По краям стержня устанавливают катушки, принадлежащие обмотке низшего напряжения. Отдельные катушки соединяют последовательно или параллельно. В трансформаторах э. п. с, у которых вторичная обмотка имеет ряд выводов для изменения напряжения, подаваемого к тяговым двигателям, на каждом стержне располагают по три концентрических обмотки (рис. 6, в). Ближе к стержню размещают нерегулируемую часть 4 вторичной обмотки, в середине — первичную обмотку 5 высшего напряжения и поверх нее — регулируемую часть 6 вторичной обмотки. Размещение регулируемой части этой обмотки снаружи упрощает выполнение выводов от отдельных ее витков.

В трансформаторах малой мощности используют многослойные обмотки из провода круглого сечения с эмалевой или хлопчатобумажной изоляцией, который наматывают на каркас из электрокартона; между слоями проводов прокладывают изоляцию из специальной бумаги или ткани, пропитанной лаком.

Рис. 6 — Расположение концентрических (а), дисковых (б) и концентрических трехслойных (в) обмоток трансформатора

Непрерывную спиральную обмотку используют в качестве первичной (высшего напряжения) и регулируемой части вторичной обмотки (низшего напряжения). Эта обмотка состоит из ряда последовательно соединенных плоских катушек, имеющих одинаковые размеры. Катушки расположены друг над другом. Между ними устанавливают прокладки и рейки из электрокартона, которые образуют горизонтальные и вертикальные каналы для прохода охлаждающей жидкости (масла).

Для повышения электрической прочности при воздействии атмосферных напряжений две первые и две последние катушки первичной (высоковольтной) обмотки обычно выполняют с усиленной изоляцией. Усиление изоляции ухудшает охлаждение, поэтому площадь сечения проводов этих катушек берут большей, чем для остальных катушек первичной обмотки.

Винтовую параллельную обмотку используют в качестве нерегулируемой части вторичной обмотки. Ее витки наматывают по винтовой линии в осевом направлении подобно резьбе винта. Обмотку выполняют из нескольких параллельных проводов прямоугольного сечения, прилегающих друг к другу в радиальном направлении. Между отдельными витками и группами проводов располагают каналы для прохода охлаждающей жидкости.

Рис. 7 — Непрерывная спиральная (а) и винтовая (б) обмотки мощных трансформаторов электрического подвижного состава: 1 — выводы; 2,6 — каналы для прохода охлаждающей жидкости; 3 — катушки; 4 — опорные кольца; 5 — рейки; 7 — бакелитовый цилиндр; 8 — проводники обмотки

трансформатор обмотка ремонт

Принцип работы трансформаторов

Принцип работы трансформатора связан с принципом электромагнитной индукции. Ток поступающий на первичную обмотку создает в магнитопроводе магнитный поток.

Работа трансформатора основана на явлении электромагнитной индукции. На одну из обмоток, называемую первичной обмоткой подаётся напряжение от внешнего источника. Протекающий по первичной обмотке переменный ток создаёт переменный магнитный поток в магнитопроводе, сдвинутый по фазе, при синусоидальном токе, на 90° по отношению к току в первичной обмотке. В результате электромагнитной индукции, переменный магнитный поток в магнитопроводе создаёт во всех обмотках, в том числе и в первичной, ЭДС индукции пропорциональную первой производной магнитного потока, при синусоидальном токе сдвинутой на 90° по отношению к магнитному потоку. Когда вторичные обмотки ни к чему не подключены (режим холостого хода), ЭДС индукции в первичной обмотке практически полностью компенсирует напряжение источника питания, поэтому ток через первичную обмотку невелик, и определяется в основном её индуктивным сопротивлением. Напряжение индукции на вторичных обмотках в режиме холостого хода определяется отношением числа витков соответствующей обмотки w2 к числу витков первичной обмотки w1: U2=U1w2/w1.

При подключении вторичной обмотки к нагрузке, по ней начинает течь ток. Этот ток также создаёт магнитный поток в магнитопроводе, причём он направлен противоположно магнитному потоку, создаваемому первичной обмоткой. В результате, в первичной обмотке нарушается компенсация ЭДС индукции и ЭДС источника питания, что приводит к увеличению тока в первичной обмотке, до тех пор, пока магнитный поток не достигнет практически прежнего значения. В этом режиме отношение токов первичной и вторичной обмотки равно обратному отношению числа витков обмоток (I1=I2w2/w1,) отношение напряжений в первом приближении также остаётся прежним.

Схематично, выше сказанное можно изобразить следующим образом:

U1 > I1 > I1w1 > Ф > е2 > I2.

Магнитный поток в магнитопроводе трансформатора сдвинут по фазе по отношению к току в первичной обмотке на 90°. ЭДС во вторичной обмотке пропорциональна первой производной от магнитного потока. Для синусоидальных сигналов первой производной от синуса является косинус, сдвиг фазы между синусом и косинусом составляет 90°. В результате, при согласном включении обмоток, трансформатор сдвигает фазу приблизительно на 180°. При встречном включении обмоток прибавляется дополнительный сдвиг фазы на 180° и суммарный сдвиг фазы трансформатором составляет приблизительно 360°.

Опыт холостого хода

Для испытания трансформатора служит опыт холостого хода и опыт короткого замыкания. При опыте холостого хода трансформатора его вторичная обмотка разомкнута и тока в этой обмотке нет (2−0).

Если первичную обмотку трансформатора включить в сеть источника электрической энергии переменного тока, то в этой обмотке будет протекать ток холостого хода I0, который представляет собой малую величину по сравнению с номинальным током трансформатора. В трансформаторах больших мощностей ток холостого хода может достигать значений порядка 5- 10% номинального тока. В трансформаторах малых мощностей этот ток достигает значения 25−30% номинального тока. Ток холостого хода I0 создает магнитный поток в магнитопроводе трансформатора. Для возбуждения магнитного потока трансформатор потребляет реактивную мощность из сети. Что же касается активной мощности, потребляемой трансформатором при холостом ходе, то она расходуется на покрытие потерь мощности в магнитопроводе, обусловленных гистерезисом и вихревыми токами.

Так как реактивная мощность при холостом ходе трансформатора значительно больше активной мощности, то коэффициент мощности cos ц его весьма мал и обычно равен 0,2−0,3.

По данным опыта холостого хода трансформатора определяется сила тока холостого хода I0, потери стали сердечника Рст и коэффициент трансформации К.

Силу тока холостого хода I0 измеряет амперметр, включенный в цепь первичной обмотки трансформатора.

При испытании трехфазного трансформатора определяется фазный ток холостого хода.

О потерях в стали сердечника Pст судят по показаниям ваттметра, включенного в цепь первичной обмотки трансформатора.

Коэффициент трансформации трансформатора равен отношению показаний вольтметров, включенных в цепь первичной и вторичной обмоток.

Схема трансформатора на холостом ходу

Рис. 8. — Схема однофазного трансформатора

Холостым ходом трансформатора называется режим работы, когда к первичной обмотки трансформатора приложено напряжение, а вторичная обмотка находится в разомкнутом состоянии, следовательно, ток в первичной обмотке является намагничивающим, при этом величина его незначительна и составляет 5−8% от величины номинального тока. При холостом ходе трансформатора, не обращая внимания на падение напряжения в первичной обмотке трансформатора I01·z1, можно принять, что э.д.с. в обеих обмотках трансформатора численно равны напряжениям на их зажимах:

E1? U01 и E2? U02.

Разделим э.д.с. первичной обмотки на э.д.с. вторичной обмотки, получим:

E1/E2=W1/W2, следовательно, э.д.с., индуктируемые в обмотках трансформатора, пропорциональны числам витков обмоток.

Так как при холостом ходе E1? U01 и E2? U02, то можно записать:

E1/E2? U01/U02=W1/W2.

Значит, и напряжение на первичной стороне U1, а также и на вторичной стороне U2 трансформатора пропорциональны числам витков обмоток трансформатора.

Опыт холостого короткого замыкания трансформатора

При коротком замыкании вторичной обмотки сопротивление трансформатора очень мало и ток короткого замыкания во много раз больше номинального. Такой большой ток вызывает сильный нагрев обмоток трансформатора и приводит к выходу его из строя. Поэтому трансформаторы снабжаются защитой, отключающей его при коротких замыканиях.

При опыте короткого замыкания вторичная обмотка трансформатора замкнута накоротко, т. е. напряжение на зажимах вторичной обмотки равно нулю. Первичная обмотка включается в сеть с таким пониженным напряжением, при котором токи в обмотках равны номинальным. Такое пониженное напряжение называется напряжением короткого замыкания и обычно равно 5,5% от номинального значения.

По данным опыта короткого замыкания определяют величину потерь в меди Ям, т. е. потерь на нагрев обмоток. Чаще проводят опыт трехфазного короткого замыкания, при котором подводимое напряжение снижается до 10−20% от U ном для электродвигателей с фазным ротором и до 20−30% для электродвигателей с коротко- замкнутым ротором. Можно также проводить опыт короткого замыкания при однофазном токе, подводя напряжение поочередно к двум выводам статорной обмотки (ротор заторможен).

При проведении опыта однофазного короткого замыкания у фазных двигателей ротор их замыкают накоротко и затормаживают, а к двум фазам статора подводят напряжение, равное 50−60% от номинального. Величина подводимого напряжения во всех случаях проведения опыта короткого замыкания должна быть такой, чтобы ток в обмотках двигателя был номинальный. Продолжительность опыта короткого замыкания нужно сокращать до минимума.

Из данных опытов холостого хода и короткого замыкания определяют номинальный кпд.

Технология обслуживания, ремонт силовых трансформаторов

Техническое обслуживание, монтаж трансформаторов

Монтаж трансформатора производят на специально оборудованной монтажной площадке вблизи его собственного фундамента (целесообразно на фундаменте), а также на ремонтной площадке ТМХ или на постоянном или переменном торце машинного зала электростанции. Монтажную площадку обеспечивают источником электроэнергии необходимой мощности и связью с емкостями масла со стороны стационарного маслохозяйства (либо емкости располагаются вблизи площадки). Территория монтажной площадки должна предусматривать работы подъемно-технологического оборудования, а также свободное размещение вблизи бака трансформатора подготовленных к установке комплектующих узлов.

При работе на открытом воздухе вблизи трансформатора устанавливают инвентарное помещение для персонала, хранения инструмента, приборов материалов. Площадку оборудуют средствами пожаротушения, телефоном. Освещенность сборочной (монтажной) площадки должна обеспечивать работу в три смены. Монтаж крупных трансформаторов следует производить по проекту организации работ, разработанному с учетом конкретных условий. В объем монтажных работ входит подготовка комплектующих узлов и деталей.

При подготовке к установке на трансформатор вводов кВ проверяют отсутствие трещин и повреждений фарфоровых покрышек, поверхность которых очищают от загрязнений; затем ввод испытывают испытательным напряжением переменного тока, соответствующим классу напряжения ввода.

Для маслонаполненных вводов 110 кВ и выше объем подготовительных работ обусловлен способом защиты масла ввода от соприкосновения с окружающим воздухом.

Герметичные маслонаполненные вводы проверяют внешним осмотром на отсутствие течи и на целостность фарфоровых покрышек и других элементов конструкции, располагаемых с внешней стороны ввода, при этом давление масла измеряют по показаниям манометра. Согласно инструкции завода-изготовителя приводят давление во вводе до требуемых значений в зависимости от температуры окружаю щего воздуха. При необходимости производят долив или слив масла из ввода. Долив масла может производиться с помощью ручного маслонасоса. Перед присоединением маслонасоса перекрывают вентили со стороны ввода и бака давления, а в переходник вместо пробки вворачивают штуцер с резьбой М 14×1,5. Затем приоткрывают вентиль бака давления и под струей масла из переходника надевают шланг на штуцер. Насосом подают масло в бак давления, следя за показаниями манометра. Отсоединение насоса производят в следующей последовательности: перекрывают вентиль со стороны бака давления, выворачивают штуцер на переходнике и, приоткрыв вентиль со стороны бака давления, под струей масла вворачивают пробку. Открывают вентили на вводе и баке давления. При регулировании давления во вводе, замене манометра или замене поврежденного бака давления и других операциях нельзя допускать проникновения окружающего воздуха во ввод. Подпитку ввода производят дегазированным маслом необходимого качества. Аналогично производят операции по частичному сливу (доливу) масла в герметичные вводы, не имеющие бака давления.

Ремонт силовых трансформаторов

Текущий ремонт силового трансформатора с отключением его от питающей сети производят в порядке реализации планово-предупредительного ремонта.

Периодичность текущих ремонтов силовых трансформаторов зависит от их технического состояния и от условий эксплуатации. Сроки текущих ремонтов устанавливаются в местных инструкциях предприятия. Однако такие ремонты надо производить не реже одного раза в год.

Текущий ремонт силовых трансформаторов с отключением от питающей сети включает наружный осмотр трансформатора, устранение обнаруженных дефектов, а также очистку изоляторов и бака. Спускают грязь из расширителя, доливают при необходимости в него масло и проверяют правильность показаний маслоуказателя. Проверяют спускной кран и уплотнения, осматривают охлаждающие устройства и чистят их, проверяют состояние газовой защиты и целость мембраны выхлопной трубы. Проводят также необходимые измерения и испытания.

При хорошо выполненном текущем ремонте не должно быть аварийных выходов из строя трансформаторов, а продолжительность их эксплуатации должна возрастать.

У каждого силового трансформатора, находящегося в работе, происходит постепенный износ имеющихся в нем изоляционных материалов. Износ изоляции ускоряется вместе с повышением нагрузки. При неполной загрузке силового трансформатора износ его изоляции замедляется. За счет этого допускается в отдельные периоды перегрузка трансформатора, которая не сокращает нормальный срок его работы.

Величину допустимой перегрузки силового трансформатора в отдельные часы суток за счет его недогрузки в другие часы определяют по диаграммам нагрузочной способности трансформатора. Такие диаграммы составлены для силовых трансформаторов с естественным масляным и принудительным воздушным охлаждениями исходя из нормального срока износа изоляции трансформаторов от нагрева. Для пользования указанными диаграммами необходимо располагать коэффициентом суточного графика нагрузки трансформатора, который определяется по заданному суточному графику по формуле.

Чтобы использовать фактор, допускающий увеличение нагрузки силового трансформатора в отдельные часы зимних пик за счет недогрузки трансформатора в летнее время года, пользуются следующим положением: на каждый процент недогрузки трансформатора в летнее время допускается 1% перегрузки трансформатора в зимнее время, но не более 15%. Общая перегрузка трансформатора, которая может быть принята при использовании обоих указанных факторов, не должна превышать 30%.

Все вышесказанное относится к допускаемым перегрузкам силовых трансформаторов в условиях их нормальной эксплуатации. Иначе решается вопрос о допустимых перегрузках силовых трансформаторов в аварийных случаях.

Указанные аварийные перегрузки допускаются независимо от величины предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды. Для сухих трансформаторов допускаются следующие аварийные перегрузки: 20% в течение 60 мин и 50% в течение 18 мин.

Современные силовые трансформаторы при номинальном первичном напряжении работают с большими величинами магнитной индукции. Поэтому даже небольшое увеличение первичного напряжения вызывает повышенный нагрев стали трансформатора и может угрожать его целости. В связи с этим при эксплуатации трансформатора величина подведенного напряжения ограничивается и ее необходимо контролировать. Максимально допустимое превышение первичного напряжения принимается для трансформаторов равным 5% от напряжения, соответствующего данному ответвлению.

Особенностью силовых трансформаторов, работающих с принудительным охлаждением масла, является быстрое повышение температуры масла при прекращении работы системы охлаждения. Однако учитывая значительную теплоемкость трансформаторов, допускают их работу в аварийных режимах при прекращении циркуляции масла или воды, а также при остановке вентиляторов дутья. Предельная длительность работы трансформаторов в указанных условиях определяется местными инструкциями. В инструкциях учитываются как результаты предыдущих испытаний, так и заводские данные трансформаторов. Но при всех условиях работу трансформаторов при прекращении системы охлаждения допускают не больше, чем в течение одного часа.

Величина сопротивления изоляции обмоток силовых трансформаторов не нормируется, тем не менее эта характеристика относится к числу важнейших показателей состояния трансформатора и ее систематически контролируют, сравнивая с величиной, которая имела место при вводе трансформатора в эксплуатацию. Измерения производят при одинаковой температуре и одинаковой продолжительности испытания (обычно 1 мин). Величина сопротивления изоляции обмоток трансформатора считается удовлетворительной, если она составляет не менее 70% от первоначального значения.

Необходимым условием обеспечения нормального срока службы силового трансформатора является контроль за его нагрузкой. Если вести эксплуатацию силового трансформатора, не превышая допускаемых для него нагрузок, примерный срок службы силового трансформатора составляет около 20 лет. Необходимо при этом иметь в виду, что систематические недогрузки силовых трансформаторов с целью удлинения срока его службы имеют и свои отрицательные стороны: за это время конструкция трансформатора морально стареет. Чтобы контролировать нагрузку трансформаторов мощностью 1000 та и выше, устанавливают амперметры, шкала которых соответствует допускаемой перегрузке трансформатора.

Температуру масла трансформаторов мощностью менее 1000 ква контролируют ртутными термометрами. При большей мощности трансформаторов для этой цели также используют манометрические термометры. Их устанавливают для удобства контроля за температурой на высоте 1,5л от земли. Так как манометрические термометры обладают меньшей точностью, чем ртутные, время от времени производится сверка их показаний с показаниями ртутных термометров.

При неправильном включении трансформаторов на параллельную работу могут возникать короткие замыкания, а также неравномерное распределение нагрузки между работающими трансформаторами. Чтобы этого не произошло, в трансформаторах, включаемых на параллельную работу, должно соблюдаться:

а) равенство коэффициентов трансформации;

б) совпадение групп соединения;

в) равенство напряжений короткого замыкания;

г) отношение мощностей трансформаторов, не превышающее 3;

д) совпадение фаз соединяемых цепей (фазировка).

Проверку приведенных рекомендаций производят по заводским данным трансформаторов, включаемых на параллельную работу. Если проверка подтверждает наличие указанных условий, то приступают к фазировке трансформаторов, после чего их можно включать на параллельную работу.

Фазировка трансформаторов производится перед их включением в эксплуатацию после монтажа или капитального ремонта со сменой обмоток. Перед тем как включить трансформатор после капитального или текущего ремонта, проверяют результаты предписанных испытаний и измерений. Релейную защиту трансформатора устанавливают на отключение. После этого тщательно осматривают трансформаторную установку. При осмотре установки обращают внимание на состояние системы управления и сигнализации, а также на положение коммутационной аппаратуры. Проверяют, не оставлены ли где-либо переносные закоротки и заземления. Опробуют действия привода выключателя путем однократного включения и отключения, без чего приступать к оперированию разъединителями не разрешается.

Пробное включение трансформатора в сеть производят толчком на полное напряжение. Такое включение опасности для трансформатора не представляет, так как при наличии в нем повреждений он под действием защиты своевременно отключится от сети.

Методы испытаний силовых трансформаторов

Измерения и испытания масляных силовых трансформаторов, автотрансформаторов, масляных реакторов и заземляющих дугогасящих реакторов (в дальнейшем, трансформаторов) в процессе подготовки и монтажа, проведении приемо-сдаточных испытаний производятся в соответствии с требованиями гл. 1.8 ПУЭ, РТМ 16. 800. 723−80, ОАХ. 458. 000−73 и гл. 6 «Нормы испытания электрооборудования».

Измерения и испытания трансформаторов, находящихся в эксплуатации, производится в соответствии с требованиями «Нормы испытания электрооборудования и аппаратов электроустановок потребителей» (приложение 1 ПЭЭП). Измерения и испытания проводятся при капитальном («К») и текущем («Т») ремонтах, а также в межремонтный («М») период (профилактические испытания, не связанные с выводом электрооборудования в ремонт).

В зависимости от характеристик и условий транспортировки все трансформаторы подразделяются на следующие группы:

1-я группа. Трансформаторы мощностью до 1000 кВ, А напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем;

2-я группа. Трансформаторы мощностью от 1600 до 6300 кВ*А включительно на напряжение до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем;

3-я группа. Трансформаторы мощностью 10 000 кВ*А и выше, транспортируемые с маслом без расширителя;

4-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые полностью залитыми маслом;

5-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые без масла с автоматической подпиткой азотом

6-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые частично залитыми маслом без расширителя.

По характеристикам и геометрическим размерам все трансформаторы подразделяются на следующие габариты:

I габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 5−100 кВ*А;

II габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 135 — 500 кВ*А;

Ш габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 750 — 5600 кВ*А;

IV габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 7500 кВ*А и более и трансформаторы напряжением от 35 до 121 кВ любой мощности;

V габарит. Трансформаторы напряжением от 121 до 330 кВ любой мощности;

VI габарит. Трансформаторы напряжением 500 и 750 кВ любой мощности.

Возможные неисправности и способы устранения

Аварии, связанные с пожаром трансформаторов. При грозовом разряде и перекрытии ввода трансформатора может возникнуть пожар трансформатора. Масло, вытекающее под давлением, загорается.

При возникновении пожара трансформатора необходимо снять с него напряжение (если он не отключился от действия защиты), вызвать пожарную команду, известить руководство предприятия и приступить к тушению пожара. При тушении пожара следует принять меры для предотвращения распространения огня, исходя из создавшихся условий. При фонтанировании масла из вводов и поврежденных уплотнений необходимо для уменьшения давления масла спустить часть масла в дренажные устройства. При невозможности ликвидировать пожар основное внимание должно уделяться защите от огня расположенных рядом трансформаторов и другого неповрежденного оборудования.

Если признаков повреждения (потрескивания, щелчки внутри бака, выброс масла) не выявлено, а сигнал газовой защиты появился, то отбирать пробы газа на анализ можно без отключения трансформатора. При обнаружении горючего газа или газа, содержащего продукты разложения, трансформатор должен быть немедленно отключен, после чего на нем должны быть проведены измерения и испытания.

Если проверкой установлено, что выделяется негорючий газ и в нем отсутствуют продукты разложения, то устанавливают наблюдение за работой трансформатора и последующим выделением газа. При учащении появления газа в реле и работы защиты на сигнал трансформатор следует отключить.

Совместное срабатывание газовой и дифференциальной защит трансформатора говорит о серьезных повреждениях внутри трансформатора.

Газовая защита. В случаях ложного срабатывания газовой защиты допускается одно повторение включения трансформатора при отсутствии видимых внешних признаков его повреждения. Если отключение трансформатора произошло в результате действия защит, которые не связаны с его повреждением, можно включать трансформатор в сеть без его проверки.

Охрана труда и правила безопасности при монтаже и ремонте электрооборудования

Перед началом работы электромонтажник обязан:

а) предъявить руководителю работ удостоверение о проверке знаний безопасных методов работ, получить задание и пройти инструктаж на рабочем месте по специфике выполняемых работ;

б) надеть спецодежду и спецобувь установленного образца;

в) при выполнении работ повышенной опасности ознакомиться с мероприятиями, обеспечивающими безопасное производство работ, и расписаться в наряде-допуске, выданном на поручаемую работу.

После получения задания электромонтажники обязаны:

а) проверить рабочее место, проходы к нему и ограждения на соответствие требованиям безопасности, при необходимости выполнить мероприятия, указанные в наряде-допуске. Удалить посторонние предметы и материалы;

б) проверить исправность оборудования, приспособлений и инструмента, а также достаточность освещенности рабочих мест;

в) подобрать, предварительно проверив исправность и сроки последних испытаний, средства защиты и приспособления, применяемые для работы: диэлектрические и измерительные штанги (клещи), указатели напряжения, инструмент с изолированными ручками, диэлектрические перчатки, боты, галоши и коврики; подмости, лестницы, предохранительные пояса и др. ;

г) проверить исправность редукторов и манометров баллонов с газами, герметичность бутылей с электролитом, кислотой, щелочью, целостность упаковки пиротехнических, термитных патронов и спичек, эпоксидных и полиуретановых компаундов, отвердителей и т. д.

Электромонтажники не должны приступать к работе при следующих нарушениях требований безопасности:

а) загазованности помещений, где предстоит работать;

б) отсутствии или неисправности приточно-вытяжной вентиляции, отсутствии специальных растворов для нейтрализации разлитого электролита, кислоты или щелочи при работах в аккумуляторной;

в) отсутствии или неисправности лесов, настилов, подмостей или других средств подмащивания, наличии неогражденных проемов и перепадов по высоте в зоне производства работ;

г) неисправности средств защиты от падения при работе на высоте (предохранительные пояса, страховочные канаты и т. д.);

д) несвоевременном прохождении очередных испытаний (технического осмотра) средств подмащивания, лестниц, индивидуальных (коллективных) средств защиты;

е) отсутствии видимых разрывов электрических цепей, по которым может быть подано напряжение на место работ, и защитного заземлением отключенной части электроустановки;

ж) отсутствии или истечении срока действия наряда-допуска при работе в действующих электроустановках;

Список литературы

1. Китаев В. Е. Трансформаторы. Москва, «Высшая школа», 2004 г.

2. Грумбина А. Б. Электрические машины и источники питания РЭА. Москва, «Энергоатомиздат», 2000 г.

3. Сидоров И. Н., Скорняков С. В. Трансформаторы бытовой радиоэлектронной аппаратуры, Москва «Радио и связь», 2004 г.

4. Нестеренко В. М. Технология электромонтажных работ, М., 2006 г.

5. Соколов Б. А. Монтаж электротехнических установок. — М., 2003 г.

6. Ктиторов А. Ф. Сети производственных помещений. — М., 2007 г.

7. Производственное обучение электромонтажников по освещению, осветительным и силовым сетям электрооборудования. — М., 2006 г.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой