Инструкция по регулированию напряжения трансформаторов рпн 35 110 кв

Инструкция по регулированию напряжения в сети предприятия

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ.

1.1. Настоящая инструкция устанавливает порядок регулирования напряжения на шинах 110-35-10-6-3 кВ подстанций электрических сетей.

1.2. Настоящая инструкция составлена на основании:
— Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ);
— Типовой инструкции «Ликвидация аварий и технологических нарушений режима на энергопредприятиях и в энергообъединениях» (СОУ-Н МПЕ 40.1.20.563:2004);
— ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»;

1. Правил пользования электрической энергией;
2. Инструкции «По контролю и анализу качества электроэнергии и регулированию напряжения».

1.3. Знание инструкции обязательно для:
а) оперативного и оперативно-производственного персонала электрических сетей;
б) диспетчеров ОДС;
в) диспетчеров РЭС.

2. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ НАПРЯЖЕНИЯ

2.1. Регулированием напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:
— соответствие значений показателей качества требованиям ГОСТ 13109-97;

1. соответствие уровня напряжений значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей;
2. необходимый запас устойчивости энергосистем;
3. минимум потерь электроэнергии в электрических сетях.

2.2. Регулирование напряжения в сети 110кВ и выше осуществляет диспетчер электроэнергетической системы.

2.3. Двухступенчатый график напряжения в контрольных точках задается ежеквартально электроэнергетической системы. Верхняя ступень графика напряжения соответствует максимальному режиму потребления ОЭС, электроэнергетической системы, а нижняя ступень минимальному режиму. Длительность максимального и минимального режимов (в часах) задает НЭК, электроэнергетической системы в зависимости от сезонов года. Время предположительного перехода от одной ступени графика на другой один-два часа. Переход осуществляется пропорционально изменению активной нагрузки электростанциями, а если электростанция работает по ровному графику, то пропорционально изменению потребления энергосистемы или по принципу встречного регулирования напряжения – противоположно естественной тенденции его изменения. Отклонение от задаваемых графиком оптимальных уровней напряжения в контрольных точках ОЭС страны, электроэнергетической системы, не допускаются. Уровни напряжения, задаваемые графиками, должны поддерживаться с точностью реально обеспечиваемой измерительными приборами, которыми пользуется для визуального контроля дежурный персонал.

2.4. В Центральных электрических сетях, с учетом заданного графика, разрабатывается график напряжений на ПС 110кВ, 35кВ, 6кВ. Определяются положения ответвлений РПН (БПВ) трансформаторов и утверждаются главным инженером электрических сетей.

2.5. Диспетчер ОДС и оперативный персонал электрических сетей обязаны вести постоянный контроль уровней напряжения на шинах ПС. Напряжение контролируется с использованием существующих технических средств измерений и информации.

2.6. Оперативный персонал регулированием напряжения в электрических сетях должен обеспечить выполнение требований к качеству электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

Отклонение показателей качества за установленные пределы ведет к увеличению потерь электроэнергии и мощности в электрических сетях.
Потери мощности в сети и в электрооборудовании изменяются в зависимости от значения напряжения. Нагрузочные потери в линиях и трансформаторах пропорциональны квадрату тока и обратно пропорциональны квадрату напряжения.
Потери холостого хода пропорциональны квадрату напряжения.
Искажение симметрии и синусоидальности токов и напряжений приводит к дополнительным потерям мощности в линиях, трансформаторах, вращающихся машинах и батареях конденсаторов.

2.7. Диспетчер ОДС контролирует использование реактивной мощности генераторов блокстанций и БСК, СК находящихся на территории электрических сетей. Списки потребителей, имеющих компенсирующие устройства, составляются Энергонадзором и передаются соответствующим ПС и в ОДС.

1. Минимальные, максимальные и аварийные величины напряжения для контрольных пунктов на шинах подстанций 330 – 110кВ задаются электроэнергетической системы. В случае одновременного снижения частоты и напряжения аварийные пределы напряжения могут быть понижены из расчета 1% напряжения на 1 Гц.
2. Регулирование напряжения в сети 35кВ, 10кВ, 6кВ, осуществляет диспетчер ОДС.

Принятые стандартные значения номинальных напряжений сетей и наибольших значений напряжения для оборудования, присоединенного к этим сетям, приведены ниже в таблице-1.
ТАБЛИЦА-1 (ГОСТ 721-77)
Номинальные напряжения электрических сетей трехфазного тока 50 Гц.

Источник

Регулирования напряжения под нагрузкой – РПН трансформатора

Различное оборудование, потребляющее электрический ток и подключаемое через трансформатор, требует индивидуальных параметров напряжения. Рассмотрим понятие РПН трансформатора, особенности его конструкции и регулировки, прочие сопутствующие вопросы.

Что такое РПН

РПН называют устройство регулирования напряжения под нагрузкой. Данный блок позволяет изменять характеристики напряжения агрегата без отключения трансформатора.

Иногда характеристики сети требуется изменить в процессе эксплуатации, не отключая агрегат, или параметры варьируются в ходе подачи тока. Чтобы обеспечить надлежащий режим подачи напряжения в трансформаторах применяется РПН.

В зависимости от напряжения и мощностных характеристик трансформатора, РПН может изменять коэффициент трансформации от 10 до 16 процентов.

Особенности конструкции, принцип действия

РПН, не смотря на характер действия и выполняемую функцию, не следует относить к реле. Но данное устройство отличается простым принципом действия.

Система переключающего устройства

На каждой из фаз трансформатора устанавливаются по два подвижных контакта. Один из них прижат к витку катушки, обеспечивающему заданную величину напряжения. При переводе, второй контакт прижимается к витку, изменяющему указанное значение. Включение может производиться вручную или с использованием привода.

Конструкция устройства отличается, в зависимости от его типа. Но основной принцип предполагает изменение количества работающих витков на первичной катушке трансформатора.

Классификация

Различают несколько типов РПН, отличающихся следующими характеристиками:

• разновидностью токоограничивающего элемента – с реакторами или резисторами;
• наличием или отсутствием контактора;
• количеством фаз – однофазные и трёхфазные;
• типом токовой коммутации.

Расшифровка маркировки для РПН типа UBB…

В зависимости от способа коммутации тока, существуют следующие разновидности устройств:

• дуга разрывается в объёме, заполненном трансформаторным маслом – устройство предполагает использование дугогасительных контактов, не требующих применения специальных элементов для гашения дуги;
• дуга разрывается в разреженном пространстве – предполагают использование вакуумных дугогасительных камер, производимых промышленным способом;
• отключение производится посредством тиристоров, бездуговым способом;
• комбинированные способы – с сочетанием различных типов коммутации.

Чтобы обеспечить безопасность и функциональность РПН, они снабжаются автоматическими контролирующими элементами и регуляторами напряжения.

Кроме указанных устройств, для изменения характеристик напряжения в мощных агрегатах могут применяться специальные вольтодобавочные трансформаторы. Данное оборудование подключается последовательно и используется вместе с основным агрегатом в качестве вспомогательного. Но указанный способ не получил широкого применения в связи с дороговизной и высокой сложностью схемы.

Защита РПН

Для обеспечения штатной работы устройства применяется газовая защита. Выполняется дополнительная ёмкость (расширитель), соединённая с основной масляной средой трансформатора специальным каналом, в котором установлено реле и сигнальный элемент.

При незначительном газообразовании сигнальный элемент указывает на снижение уровня масла. В случае выброса, расширившееся масло вытесняется в расширитель. Если интенсивность выброса достигает установленного значения, срабатывает реле, отключая трансформатор. Таким способом предохраняется от разрушения контакторы РПН.

Преимущества и недостатки регулирования посредством РПН

Преимущества регулирования без отключения нагрузки в возможности поддержания параметров сети на выходе трансформатора на заданном уровне при изменении характеристик подаваемого напряжения. Также это устройство позволяет регулировать параметры, с учётом необходимой величины. Выполнение указанных функций достигается без отключения агрегата.

Недостатки связаны с необходимостью усложнения конструкции трансформатора, связанной с использованием дополнительных элементов. Одновременно снижается надёжность работы агрегата, увеличивается его масса и габаритные размеры.

Как проводится регулировка

Рассмотрим процесс регулировки напряжения на схеме реакторного РПН.

Устройство работает следующим образом:

• в начальном положении оба избирательных контакта И1 и И2 подключены к одному витку катушки;
• если необходимо перейти на другую ступень, размыкается К2 (без отключения напряжения) с прохождением тока по реакторной ветви (И1 – К1);
• производится перевод контакта И2 на другой виток, с замыканием контактора К2;
• происходит разделение рабочего тока между реакторными ветвями; значение уравнительного тока ограничивает реактор;
• затем после размыкания К1, И1 переводится на другую ветвь с последующим замыканием контакта.

Последующие переключения производятся в аналогичном порядке.

Применение РПН значительно расширяет вариативные возможности трансформаторов и обеспечивает изменение характеристик напряжения, подаваемого на потребляющие устройства без отключения подачи тока.

Регулирование напряжения без нагрузки: Переключение без возбуждения – ПБВ

Более подробное описание РПН можно найти здесь: Читать подробнее

Источник

Регулирование напряжения в сетях 35 кВ и выше

Устройства РПН трансформаторов имеют достаточно широкие диапазоны РН (прил. 9): для трансформаторов 220 кВ они составляют ±12 %, 110 кВ – ±16 % и 35 кВ – ±(9–12) % номинального напряжения. Потери напряжения в трансформаторах практически полностью определяются передаваемой реактивной мощностью (см. п. 7.1.2). При передаче реактивной мощности, равной половине номинальной мощности трансформатора (обычно такой загрузки не бывает), потери напряжения составляют порядка 5 %.

Трансформаторы изготавливают с номинальным коэффициентом трансформации, обеспечивающим на шинах 6–20 кВ повышенное напряжение на те же 5 %, что фактически компенсирует потери напряжения в нем. Поэтому диапазон возможного изменения напряжения на шинах 6–20 кВ можно считать равным диапазону регулирования устройства РПН. Если на шинах 6–20 кВ в режиме наибольших нагрузок необходимо поддерживать отклонение напряжения плюс 10 % (обычно это 5–7 %), то устройство РПН обеспечит это даже при отклонении напряжения на стороне высокого напряжения трансформатора 35 и 220 кВ минус 2 %, а трансформаторов 110 кВ – минус 6 %.

В режиме малых нагрузок устройство РПН обеспечит снижение отклонения напряжения на шинах 6–20 кВ до нуля даже при отклонении напряжения на стороне высокого напряжения трансформатора до +(12–16) %. Поэтому поддержание на «высокой» стороне трансформатора напряжения в диапазоне от номинального до повышенного на 10 % обеспечит необходимые отклонения напряжения в сетях 6–20 и 0,4 кВ в любом режиме.

При отсутствии РПН (наиболее часто это имеет место на трансформаторах 35 кВ) обеспечить необходимые отклонения напряжения в сетях 6–20 и 0,4 кВ, как правило, не удается. Централизованное РН в этом случае должно осуществляться на трансформаторах 110–220/35 кВ. Пример расчета необходимого диапазона РН на шинах 35 кВ такого трансформатора приведен в п. 6.2.5.

Источник

Эксплуатация силовых масляных трансформаторов 35-110 кВ — Устройства переключения отпаек

Содержание материала

9. ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТРОЙСТВ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯ ОТПАЕК ОБМОТОК ТРАНСФОРМАТОРОВ

9.1. Общие положения

9.1.1. Для обеспечения изменения коэффициента трансформации трансформаторов, с целью регулирования напряжения, применяются переключающие устройства (далее — ПУ) отпаек обмоток трансформаторов, которые разделяются на две группы:
— ПУ, которые осуществляют переключения на трансформаторе, находящемся в работе под нагрузкой — устройства РПН;
— ПУ, которые осуществляют переключения на невозбужденном отключенном от сети трансформаторе — устройства ПБВ.
9.1.2. Устройства РПН разделяются на два вида:
— реакторные устройства РПН — медленнодействующие, у которых токоограничивающим элементом является отдельный токоограничивающий реактор;
— резисторные устройства РПН — быстродействующие РПН, у которых токоограничивающим элементом является активное сопротивление (резистор), который, как правило, устанавливается в контакторе. Время обтекания током резисторов составляет до нескольких десятков миллисекунд.
В эксплуатации находятся следующие типы устройств РПН:
— реакторные устройства — РНТ-13, РНТ-13А;
— резисторные устройства —
Все трансформаторы без РПН и обмотки СН трехобмоточных трансформаторов РПН оснащены переключающими устройствами ПБВ, которые имеют, как правило, ручной привод на пять положений для регулирования напряжения в диапазоне ± (2,5 * 2)% следующих типов:
— ПБ — барабанного типа однофазные с кольцевыми контактами на токи 400 А и более;
— ПТ – 6 — барабанного типа трехфазные;
— ПТЛ — барабанного типа трехфазные с ламельными контактами на ток до 400 А;
— ПТР — трехфазные переключатели с ламельными контактами на ток 400 А класса напряжения 10 кВ.
9.1.3. Для всех устройств переключения ПБВ основными профилактическими работами являются осмотры привода, устранения протекания через сальник (при их появлении), подтяжкой нажимной гайки при каждом переключении, а при их отсутствии — один раз в шесть месяцев осуществлять прокрутку ПБВ по всему диапазону.
Ремонт ПБВ необходимо производить согласно с заводской инструкцией во время капитального ремонта трансформатора.

9.2. Эксплуатация устройств РПН

9.2.1. Устройства РПН должны эксплуатироваться согласно инструкции завода-изготовителя.
9.2.2. После монтажа или ремонта РПН в обязательном порядке проверяют его работу в объеме и последовательности, указанных в инструкции завода-изготовителя.
Во время испытаний трансформаторов с устройствами РПН перед включением их в работу после монтажа или капитального ремонта следует на холостом ходу выполнить два-три полных цикла переключения от блока автоматического регулирования напряжения (далее – АРН) или дистанционно для проверки работы устройства РПН. Эти испытания дают возможность проверить качество оборудования, монтажа или ремонта для принятия решения о возможности ввода устройства РПН в эксплуатацию.
9.2.3. После монтажа, ревизии или отключения трансформатора на длительное время при подготовке трансформатора к включению под нагрузку необходимо выполнить прогонку избирателя отпаек по всем положениям два-три раза для снятия пленки окиси с контактных поверхностей.
9.2.4. Устройство РПН должно постоянно находиться в рабочем состоянии, его работа (количество операций) должна фиксироваться счетчиком количества операций. При наличии блока АРН он должен постоянно быть введен в работу и выводиться из работы только при неисправности и режимах работы трансформаторов, при которых блок автоматического управления не может быть использован.
9.2.5. Во время работы трансформаторов, оборудованных устройством РПН с блоком автоматического управления приводом, необходимо обеспечить вывод блока из работы и выдачи сигнала неисправности (при наличии блока АРН-1Н) :
— при невыполнении команды (привод не “пошел”);
— при незавершении команды на переключение (застревание контактов избирателя в промежуточном положении, неисправность приводного механизма);
— при выходе из строя блока автоматического управления приводом;
— при исчезновении питания привода устройства РПН и блока автоматического регулирования.
9.2.6. При параллельной работе трансформаторов, снабженных устройством РПН с блоками автоматического управления приводом, должны быть обеспечены вывод блока автоматического управления из работы и сигнализация неисправности (при наличии блока АРН-1Н):
— при неисправности блока автоматического управления приводом;
— при невыполнении команды на переключение (неисправность одного из приводных механизмов, застревание в проомежуточном положении контактов избирателя одного из устройств РПН);
— при рассогласованиии коэффициентов трансформации у трансформаторов;
9.2.7. При повреждении блок автоматического управления должен быть отключен и устройство РПН следует перевести на дистанционное управление;
9.2.8. При отказе схемы дистанционного управления устройство РПН следует перевести на местное управление (при наличии последнего) и принять срочные меры по устранению неисправности. Переключать устройство РПН с помощью рукоятки на трансформаторе, находящемся под напряжением, не допускается ввиду опасности для персонала вследствие возможного повреждения трансформатора из-за неправильной установки нового положения устройства РПН и ненормальной длительности цикла переключения. Переключение рукояткой допускается на отключенном трансформаторе.
9.2.9. При застревании переключателя в промежуточном положении управление приводом переводится в режим “Дистанционное” и при отсутствии повреждений привода дается команда на завершение переключения.
При выявлении неисправности привода устройства, избирателя или контактора трансформатор выводится в ремонт.
9.2.10. В схеме управления устройства РПН должны постоянно быть включенными блокировки, не позволяющие приводить переключающие устройства в действие при токе, превышающим допустимый ток для данного переключающего устройства, а для быстродействующих РПН — при понижении температуры масла в контакторе до температуры до -25 °С.
9.2.11. Во время осмотров дежурным персоналом устройств РПН с токоограничивающими реакторами необходимо обращать внимание :
— на соответствие положений на указателях в приводном механизме и щите управления;
— на соответствие положений на указателях приводных механизмов параллельно работающих трансформаторов;
— на строгое соответствие фиксированному положению приводного механизма;
— на уровень масла в баке контактора (он должен быть в пределах отметок, нанесенных на маслоуказателе);
— на внешнее состояние доступных для осмотра элементов устройства РПН.
9.2.12. Во время осмотров дежурным персоналом быстродействующих устройств РПН с необходимо обращать внимание :
— на соответствие положений на указателях в приводном механизме и на щите управления;
— на соответствие положений на указателях приводных механизмов параллельно работающих трансформаторов;
— на строгое соответствие фиксированному положению приводных механизмов в пределах допусков по лимбу;
— на уровень масла в отсеке расширителя или в баке контактора;
— на состояние уплотнения заглушек и разъемов (течь масла недопустима);
— на закрытое положение дверей привода;
— на работу обогрева в приводах и шкафах управления (зимой);
— на состояние воздушного промежутка для устройства ЗРНОА: корпус контактора — разрядник (сокращение изоляционного расстояния с использованием посторонних предметов недопустимо);
— на состояние гибких спусков к вводам ВН или СН, на которых установлено устройство РПН;
— на внешнее состояние доступных для осмотра элементов устройства РПН.
9.2.13. В быстродействующих устройствах РПН, в которых предусмотрен обогрев контакторов, в зимний период при температуре окружающего воздуха -25 °С и ниже должна включаться система автоматического обогрева контакторов. поскольку устройство РПН может работать только при температурах масла контактора не ниже -25 °С , автоматика должна быть настроена так, чтобы при первом включении трансформатора, пока масло не достигнет необходимой температуры, привод блокировался, о чем должен быть сигнал на щите управления.
Система обогрева отключается при наступлении устойчивой температуры окружающей среды не выше -20 °С .
9.2.14. При включении находящегося в резерве трансформатора с быстродействующим устройством РПН, оборудованным электроподогревом, в зимний период при температуре иокружающего воздуха ниже -20 °С (или если перед днем включения температура была ниже -25 °С) должна включаться автоматическая система обогрева контакторов на 13 –15 часов независимо от указаний п.9.2.13. настоящей инструкции. В течение этого времени переключения запрещаются.
Включение системы обогрева вручную (помимо автоматики) запрещается. При включении в зимний период трансформатора с быстродействующим устройством РПН, который не имеет системы обогрева контакторов, привод следует отключить и не переключать его до достижения соответствующей температуры масла в трансформаторе согласно инструкции завола-изготовителя.
Температурных ограничений для работы реакторных устройств не предусмотрено.
9.2.15. Эксплуатационный персонал обязан вести учет работы устройств РПН. Количество переключений, произведенное переключающим устройством и зафиксированное счетчиком, установленным в приводе, необходимо периодически (не реже одного раза в месяц) записывать в журнал или паспорте устройства РПН.

9.3. Текущее обслуживание и ремонт РПН

9.3.1. Ревизия элементов системы управления приводом осуществляется согласно инструкций завода-изготовителя, но не реже одного раза в год. Блок автоматического управления следует проверять с устройствами РЗА.
При этом необходимо проверить:
— состояние всех электрических контактных соединений (при необходимости провести регулировку);
— исправное состояние концевых выключателей;
— исправность блока автоматического регулирования и стабильность его уставок.
9.3.2. наблюдение за приводным механизмом сводится к его периодическому осмотру, во время которого подтягиваются ослабевшие винты и гайки, проверяется состояние контактов реле и других приборов, наличие смазки на трущихся деталях механизма и в масленках.
9.3.3. Через каждые шесть месяцев следует смазывать внешние трущиеся узлы и детали привода переключающего устройства незамерзающей смазкой марки ЦИАТИМ-201 или ГОИ-54. незамерзающей смазкой
9.3.4. Смену масла в баках контакторов необходимо производить при снижении пробивного напряжения ниже норм, пробу масла отбирать согласно таблицы 9.1, но не реже одного раза в год.
Смену масла и промывку контактора необходимо выполнять согласно с заводскими инструкциями. При замене масла из бака контактора удалять продукты разложения масла.
9.3.5. Для увеличения срока службы масла в контакторах устройств РПН с токоограничивающими реакторами, не имеющих воздухоосушительных фильтров, рекомендуется по согласованию с заводом-изготовителем устанавливать указанные фильтры на отверстие для выхода газов. При этом в баке контактора должна сохраняться газовая подушка для обеспечения нормальной его работы.
Текущие ремонты переключающих устройств ответвлений с выводом их из работы проводят совместно с текущими ремонтами трансформаторов не реже одного раза в год или после определенного числа переключений, указанного в заводской инструкции на данный тип переключающего устройства.
Внеочередные осмотры контакторов переключающих устройств проводят в сроки, указанные в инструкциях заводов-изготовителей.
9.3.6. При загрязнении и увлажнении масла контакторов устройств, во время текущего ремонта следует выполнить его ревизию. Бак контактора полностью освобождается от масла, части контактора и бак очищаются от грязи, и после осмотра бак снова заполняется чистым сухим маслом. Производится также осмотр, ревизия и смазка элементов привода переключающего устройства.
Ревизию устройства РПН следует проводить согласно заводской инструкции по эксплуатации устройства РПН данного типа.
9.3.7. В случае, если во время эксплуатации трансформатора не осуществляются переключения устройством РПН (или если число переключений составляет меньше чем 300 в год) и нагрузка по току при этом превышает 0,7 номинальной, то через каждые 6 месяцев необходимо выполнять 10 циклов переключений устройством РПН в регулируемом диапазоне с целью очистки от окиси и шлама.
Для трансформаторов с РПН, которые работают в режиме перегрузки, каждые 6 месяцев или каждые 12 месяцев для нормально нагруженных трансформаторов необходимо осуществлять 10 циклов переключений по всему диапазону при отключенном трансформаторе. При этом необходимо дополнительно выполнить не менее 10 переключений устройством РПН в диапазоне положений реверса.
9.3.8. Срок службы контактов контакторов для различных типов устройств РПН неодинаков. Контакты заменяют в соответствии с указаниями завода-изготовителя при неудовлетворительной круговой диаграмме (при нарушении допусков на углы замыкания и размыкания контакторов), при обнаружении износа контактов в соответствии со значениями, указанными в заводской инструкции. Не допускается зачищать обгоревшие поверхности контактов, так как это создает дополнительный износ контактов и сокращает их срок службы.
Порядок операций при замене контактов и регулировка нажатия должны строго соответствовать указаниям заводских инструкций.
9.3.10. Эксплуатационный персонал обязан строго учитывать дефекты, неполадки в работе и повреждения устройств РПН, а также фиксировать, после какого числа переключений заменены контакты, выполнена реконструкция, заменены узлы и проведены ремонты.

Источник

Инструкция по регулированию напряжения трансформаторов РПН 35-110 кВ

Скачать
marc21-запись

Скачать marc21 -запись

Электронная копия документа недоступна

1978

Год издания

Москва

Место издания

О произведении

Издательство

СПО Созтехэнерго

Ответственность

М-во энергетики и электрификации СССР. Гл. техн. упр. по эксплуатации энергосистем. Произв. об-ние по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей «Союзтехэнерго»

Библиотека

Российская государственная библиотека (РГБ)

Еще

Ближайшая библиотека с бумажным экземпляром издания

Пожалуйста, авторизуйтесь

Вы можете добавить книгу в избранное после того, как
авторизуетесь на портале. Если у вас еще нет учетной записи, то
зарегистрируйтесь.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ.

1.1. Настоящая инструкция устанавливает порядок регулирования напряжения на шинах 110-35-10-6-3 кВ подстанций электрических сетей.

1.2. Настоящая инструкция составлена на основании:
— Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ);
— Типовой инструкции «Ликвидация аварий и технологических нарушений режима на энергопредприятиях и в энергообъединениях» (СОУ-Н МПЕ 40.1.20.563:2004);
— ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»;

1. Правил пользования электрической энергией;
2. Инструкции «По контролю и анализу качества электроэнергии и регулированию напряжения».

1.3. Знание инструкции обязательно для:
а) оперативного и оперативно-производственного персонала электрических сетей;
б) диспетчеров ОДС;
в) диспетчеров РЭС.

2. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ НАПРЯЖЕНИЯ

2.1. Регулированием напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:
— соответствие значений показателей качества требованиям ГОСТ 13109-97;

1. соответствие уровня напряжений значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей;
2. необходимый запас устойчивости энергосистем;
3. минимум потерь электроэнергии в электрических сетях.

2.2. Регулирование напряжения в сети 110кВ и выше осуществляет диспетчер электроэнергетической системы.

2.3. Двухступенчатый график напряжения в контрольных точках задается ежеквартально электроэнергетической системы. Верхняя ступень графика напряжения соответствует максимальному режиму потребления ОЭС, электроэнергетической системы, а нижняя ступень минимальному режиму. Длительность максимального и минимального режимов (в часах) задает НЭК, электроэнергетической системы в зависимости от сезонов года. Время предположительного перехода от одной ступени графика на другой один-два часа. Переход осуществляется пропорционально изменению активной нагрузки электростанциями, а если электростанция работает по ровному графику, то пропорционально изменению потребления энергосистемы или по принципу встречного регулирования напряжения – противоположно естественной тенденции его изменения. Отклонение от задаваемых графиком оптимальных уровней напряжения в контрольных точках ОЭС страны, электроэнергетической системы, не допускаются. Уровни напряжения, задаваемые графиками, должны поддерживаться с точностью реально обеспечиваемой измерительными приборами, которыми пользуется для визуального контроля дежурный персонал.

2.4. В Центральных электрических сетях, с учетом заданного графика, разрабатывается график напряжений на ПС 110кВ, 35кВ, 6кВ. Определяются положения ответвлений РПН (БПВ) трансформаторов и утверждаются главным инженером электрических сетей.

Отклонение показателей качества за установленные пределы ведет к увеличению потерь электроэнергии и мощности в электрических сетях.
Потери мощности в сети и в электрооборудовании изменяются в зависимости от значения напряжения. Нагрузочные потери в линиях и трансформаторах пропорциональны квадрату тока и обратно пропорциональны квадрату напряжения.
Потери холостого хода пропорциональны квадрату напряжения.
Искажение симметрии и синусоидальности токов и напряжений приводит к дополнительным потерям мощности в линиях, трансформаторах, вращающихся машинах и батареях конденсаторов.

2.7. Диспетчер ОДС контролирует использование реактивной мощности генераторов блокстанций и БСК, СК находящихся на территории электрических сетей. Списки потребителей, имеющих компенсирующие устройства, составляются Энергонадзором и передаются соответствующим ПС и в ОДС.

1. Минимальные, максимальные и аварийные величины напряжения для контрольных пунктов на шинах подстанций 330 – 110кВ задаются электроэнергетической системы. В случае одновременного снижения частоты и напряжения аварийные пределы напряжения могут быть понижены из расчета 1% напряжения на 1 Гц.
2. Регулирование напряжения в сети 35кВ, 10кВ, 6кВ, осуществляет диспетчер ОДС.

Принятые стандартные значения номинальных напряжений сетей и наибольших значений напряжения для оборудования, присоединенного к этим сетям, приведены ниже в таблице-1.
ТАБЛИЦА-1 (ГОСТ 721-77)
Номинальные напряжения электрических сетей трехфазного тока 50 Гц.

Номинальные напряжения	Наибольшее раб напряжение, кВ	Номинальные напряжения, кВ	Наибольшее раб напряжение, кВ
Вольт:		20	24
(220/127)	—	35	40,5
380/220	—	110	126
660/380	—	(150)	(172)
Киловольт:		220	252
(3)	(3,6)	330	363
6	6,9	500	525
10	12,0	750	787

2.10. На подстанциях электрических сетей ежеквартально должно производиться регулирование напряжения с учетом изменения нагрузок. Оперативный персонал подстанций обязан своевременно довести до сведения потребителей и диспетчеров РЭСов о предстоящем изменении уровней напряжения на шинах подстанций.

3. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ.

3.1. Оперативный персонал ЭС обязан вести контроль за уровнями напряжения на шинах ПС. В случае отклонения напряжения за установленные пределы сообщить об этом диспетчеру ОДС.

3.2. Диспетчер ОДС определяет необходимость и намечает возможные мероприятия по регулированию напряжения.;

3.3. Все претензии потребителей на низкое или высокое напряжение диспетчер ОДС записывает в оперативный журнал, принимает возможные меры к их устранению. При невозможности устранить — сообщает руководству ОДС и предприятия.
Если причиной претензии является снижение напряжения в сети 110кВ и выше, то диспетчер ОДС должен сообщить об этом диспетчеру ДОЭ.

3.4. Регулирование напряжения и реактивной мощности осуществляется в пределах, ограниченных допустимыми характеристиками режима:
— максимальными длительно допустимыми уровнями напряжения;
— минимальными допустимыми уровнями напряжения;
— номинальной загрузкой оборудования и проводов по току;
— отсутствием перевозбуждения трансформаторов.

3.5. При любых режимах рабочее напряжение на оборудовании не должно превышать наибольшего – рабочего для соответствующего класса изоляции в соответствии с ГОСТ 721-77 (таблица-1).

3.6. Регулирование напряжения на шинах ПС в установленных пределах производится путем:

1. использования РПН трансформаторов;
2. переключения анцапфных переключателей (ПБВ) трансформаторов;
3. включением параллельных линий;
4. загрузкой промстанций и устройств компенсации потребителей по реактивной мощности;
5. переносом точек разрыва в сети 6-35 кВ;
6. применением графика аварийных отключений.

3.7. Переключение ответвлений в регулировочных обмотках трансформаторов.
3.7.1. Оперативный персонал обязан вести учет положения анцапфных переключателей (ПБВ) и РПН силовых трансформаторов.
3.7.2. Переключение ответвлений на трансформаторах производится оперативным персоналом ПС только по распоряжению диспетчера ОДС.
3.7.3. Запрещено производить переключение ответвлений на трансформаторах с РПН находящихся под нагрузкой.
3.7.4. Переключение ответвлений на трансформаторах с РПН находящихся под напряжением (без нагрузки) необходимо производить дистанционно с принятием мер по недопущению нахождения персонала вблизи трансформатора.
3.7.5. Запрещено производить переключение ответвлений, на трансформаторах с РПН находящихся под напряжением, рукояткой или кнопкой управления в приводном механизме устройства РПН.
3.7.6. После переключения РПН, ПБВ трансформаторов на ПС необходимо своевременно производить высоковольтные испытания силовых трансформаторов.
3.7.7. Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешено включать в работу при температуре масла минус 20 °С и выше (для погружных резисторных устройств РПН) и минус 45 °С и выше (для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованном устройством подогрева).

3.8. На ПС перед выводом в ремонт силового трансформатора необходимо:
— предусматривать проверку уровней напряжения по системам шин (секциям шин) и принимать меры по поддержанию напряжения на заданных уровнях;

— переводить РПН выводимого в ремонт трансформатора в положение, соответствующее режиму его номинального возбуждения (или недовозбуждения).

Инструкция по регулированию напряжения трансформаторов РПН 35-110 кВ [Текст]

Купить

• Посмотреть

• Посмотреть

• Посмотреть

• Посмотреть

• Посмотреть

• Недоступно

• Посмотреть

• Посмотреть

• Посмотреть

• Посмотреть

• Посмотреть

• Посмотреть

• Посмотреть

• Посмотреть

• Посмотреть

Реферат по теме Инструкция по регулированию напряжения трансформаторов РПН 35-110 кВ

Содержание

• Объявление о покупке
• Наличие в библиотеках
• Рецензии и отзывы
• Похожие книги
• Наличие в магазинах
• Информация от пользователей
• Книга находится в категориях

Реставрация Инструкция по регулированию напряжения трансформаторов РПН 35-110 кВ

Наличие в библиотеках

Наличие в библиотеках

Информация от пользователей