3640

УДК 621.311

И.С. Сороков, Н.И. Королёв

ОСОБЕННОСТИ ПОТЕРЬ ХОЛОСТОГО ХОДА В ТРАНСФОРМАТОРАХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

Рассматриваются причины увеличения потерь холостого хода в связи с увеличением срока службы трансформаторов распределительных сетей

Ключевые слова: потери холостого хода, силовой трансформатор

Последнее время особое внимание уделяется росту потерь электроэнергии холостого хода (ХХ) в силовых трансформаторах по мере их старения по сравнению с паспортными данными измеренными заводом изготовителем. В тоже время конструкторы и производители трансформаторов уверяют, что потери в исправных трансформаторах в процессе их работы если и увеличиваются, то не более чем на 5% за весь срок службы трансформатора.

Проведённые исследования [1] показали, что в связи со старением потери ХХ трансформатора значительно увеличиваются и так же зависят от условий эксплуатации, обслуживания и ремонта. Например, на ОАО «Тольяттинский трансформатор» были проанализированы данные измерений технических параметров трансформаторов АОРТЦ, эксплуатировавшийся 18 лет на Волжской ГЭС. Оказалось, что произведенные ОАО «Тольяттинский трансформатор» силовые трансформаторы за период работы увеличили потери ХХ на 45,6-46,2%, в последствии трансформаторы были доставлены для ремонта.

Известно, что потери ХХ в трансформаторе складываются:

-Магнитные потери;

-Потерь в стальных элементах конструкции трансформатора

-Диэлектрических потерь в изоляции

Для наглядности приведём структуру потерь ХХ в трансформаторе (Рисунок)

191

азота. Неметаллические включения (не более 0,5 мкм) которых соизмеримы с толщиной доменных границ, приводят к резкому (в 1,3-2,0 раза) росту потерь на гистерезис, при этом практически не оказывая значимого влияния на изменение потерь на вихревые токи.

Благодаря современным методам производства стали мы имеем возможность минимизации загрязнения электротехнической стали.

При работе трансформатора в течении длительного времени ослабевает сжатие листов шихтованного сердечника стяжными шпильками или бандажами. Вследствие чего происходит увеличение тока ХХ трансформатора на 10%. В тоже время растут потоки рассеяния, вызывающие повышение мощности на путях замыкания этих потоков(в стали бака и в других стальных элементах – до 20%)

Из-за соответствующих процессов потери холостого хода могут достигать практически ~5%.

Так же в процессе эксплуатации имеют место быть перегревы трансформатора (в случаи КЗ, старение масла) выше предельно допустимых величин приводят к ухудшению магнитных свойств стали сердечника, увеличению тока ХХ и повышению потерь трансформаторов Рхх, которое с течением времениможет достигать

4%.

С увеличением срока службы трансформатора происходит также ухудшение диэлектрических свойств изоляции обмоток и выводов, трансформаторного масла за счёт: старения твердой изоляции; истирания твёрдой изоляции в условиях постоянных вибраций, деформаций в режимах КЗ и др.

Это приводит к снижение сопротивления изоляции, увеличиваются токи утечки, увеличивается частота и мощность ЧР

и, как следствие, увеличиваются диэлектрические потери которые могут достигать 10% полного значения потерь ХХ в высоковольтных трансформаторах и, вследствие чего и потери ХХ.

Так же к увеличению потерь ХХ приводят магнитные потоки нулевой последовательности, которые могут возникать в процессе эксплуатации силового трансформатора в режиме несимметричной нагрузки.

При неравномерной нагрузке возникший магнитный поток нулевой последовательности, замыкаясь между ярмами через масло

ибак, создает в баке вихревые токи. От этих токов увеличивается температура масла и обмоток, особенно в трансформаторах с

193

естественным охлаждением, так как у них большая часть разности температуры масла и окружающей среды приходится на слой воздуха, непосредственно охлаждающий поверхность бака. В результате трансформатор может выйти из строя. Такие случаи наблюдались в эксплуатации, когда нагрузка трансформаторов по фазам не превышала даже 60 % номинальной, а ток в нейтрали был равен 30 % Iном. Как правило при вскрытии обнаруживались признаки разложения масла.

Литература

1. Методика определения мощности потерь холостого хода трансформаторов с различным сроком службы/ Ю.Б. Казаков [и др.] //Вестник ИГЭУ.-2012.-Вып.1. – C.20-24.

Воронежский государственный технический университет

194

УДК 621.332.3:621.315.175

И.Ю. Никитин, Н.И. Климентов

СПОСОБЫ БОРЬБЫ С ОБЛЕДЕНЕНИЕМ ПРОВОДОВ КОНТАКТНОЙ СЕТИ

Приведены различные способы борьбы с гололедообразованием на проводах контактной сети электрифицированных железных дорог. Рассматривается схема для реализации режима плавки гололеда на одном из участков контактной сети ЮВЖД

Ключевые слова: контактная сеть, гололедообразования, способы борьбы, схема плавки гололеда

При понижении температуры окружающего воздуха, переходе её через ноль и наличии осадков на конструкциях тяговой сети и на элементах электроподвижного состава (ЭПС) откладывается гололед. Гололедные образования увеличивают механическую нагрузку на элементы конструкций тяговой сети. Корка гололеда на нижней кромке контактных проводов нарушает электрический контакт между ними и токоприемником, что вызывает появление электрической дуги и может привести к пережогу контактных проводов. Гололедообразования на конструкциях токоприемника ухудшают динамику его взаимодействия с контактным проводом

[1].

Гололедные нагрузки на провода и троса определяются, исходя из толщины стенки гололеда, приведенного к цилиндрической форме с удельным весом 0,9 г/см3. Наличие гололеда на контактных проводах ухудшает, а иногда и прерывает контакт между ними и токоприемником. Гололед с толщиной стенки 20 мм и более может привести к обрыву контактной сети, что полностью выводит из строя целые участки, с остановкой движения поездов. Ещё более критическое положение возникает при потере, вследствие гололеда, внешнего электроснабжения от энергосистемы.

Отложения гололеда, изморози и мокрого снега на проводах опасно и может привести к нарушению нормальной эксплуатации контактной сети вследствие:

разрегулировки проводов и их сближения между собой;

195

интенсивной пляски проводов, в результате которой возникают короткие замыкания между проводами, поджоги проводов, повреждения линейной аппаратуры и креплений;

механической перегрузки проводов и их обрыва, особенно при наличии ожогов электрической дугой;

перегрузки и поломки траверс и кронштейнов;разрушения опор при обрывах проводов, а также при

сочетании гололедных отложений с сильным ветром.

Для борьбы с гололедно-изморозевыми отложениями могут применяться следующие мероприятия [1]:

профилактический подогрев проводов;плавка гололеда на проводах;механическое удаление гололедных отложений;химические средства.

Профилактический подогрев проводов заключается в искусственном повышении тока контактной сети до такой величины, при которой провода нагреваются до температуры выше 0º С. При такой температуре гололед на проводах не откладывается. При профилактическом подогреве следует применять такие схемы питания, которые не требуют отключения потребителей.

Плавка гололеда на проводах осуществляется при уже образовавшемся гололеде путем искусственного повышения тока контактной сети до такой величины, при которой выделяемой в проводах теплоты достаточно для расплавления гололеда.

Механическое удаление гололедных отложений на контактных проводах осуществляется с помощью гололедоочистительных устройств, установленных на автомотрисах (автодрезинах) или платформах, а также вибропантографов или пневмобарабанов, установленных на специально выделенных электровозах и маневровых локомотивах. Выпуск на линию подвижных единиц, оборудованных средствами механического удаления гололеда, осуществляется в начальный период образования гололеда при толщине ледяной корки на контактных проводах до 4 мм. При продолжении образования гололеда наиболее эффективно и быстро обивка гололеда с контактных проводов происходит при одновременном включении электрической схемы плавки гололеда.

196

Химические средства борьбы с гололедом в виде противогололедных смазок, обладающих водоотталкивающими свойствами, используются там, где применение электрических и механических способов ограничено. Это относится, в первую очередь, к разъединителям контактной сети, а также к токоприемникам электроподвижного состава.

Сборка схем профилактического подогрева и плавки гололеда должны быть отработаны заранее путем проведения тренировок. Время сборки схем должно быть доведено до минимального (не более 30 мин). Для сборки схем профилактического подогрева и плавки гололеда должны использоваться коммутационные аппараты с дистанционным управлением. Применение ручных приводов допускается лишь в отдельных случаях. Временные соединения, собираемые на болтах, шлейфы, накладки, закоротки и т. п., не допускаются [1].

Плавку гололеда следует производить возможно большими токами, что позволяет быстрее восстановить нормальную схему работы. Для каждой линии должны быть составлены таблицы или диаграммы времени плавки в зависимости от погодных условий и толщины гололедных отложений.

Действительное время плавки гололеда следует увеличивать по сравнению с расчетным на 25-30 %. После полного отпадания гололедного образования на всем протяжении участка, на котором осуществляется плавка гололеда, время плавки следует продолжить от 10 до 15 минут для подсушивания проводов.

Провода на всем протяжении, входящем в цепь профилактического подогрева или плавки гололеда, должны быть одной марки (одинакового материала и сечения).

Плавка гололёда или профилактический подогрев контактного провода при системе переменного тока 27,5 кВ осуществляются двумя основными способами [1]:

током искусственного короткого замыкания (к.з.) тяговой сети на рельсы;

уравнительным током при питании тяговой сети от разных фаз понижающего трансформатора одной или двух соседних подстанций.

Первый способ связан с прекращением движения поездов на участке протекания тока к.з., поэтому его используют только для плавки гололёда в возможно кратчайший период времени (как

197

правило, не более чем от 40 до 60 мин). Место к. з. выбирают исходя из необходимости создать требуемый ток в контактном проводе, а также обеспечить плавку гололёда на всей межподстанционной зоне при поочерёдном включении схемы к.з. на разных участках тяговой сети.

При втором способе, в зависимости от величины уравнительного тока, разнофазные схемы питания тяговой сети позволяют осуществлять как плавку гололёда, так и профилактический подогрев проводов. Эти схемы не исключают возможности пропуска поездов по участку борьбы с гололёдом, однако вследствие протекания уравнительного тока снижается располагаемая нагрузочная способность тяговой сети, силовых трансформаторов и уменьшается напряжение холостого хода на удалённом от подстанции участке контактной сети.

Дистанционные защиты фидеров контактной сети, входящих в схему борьбы с гололёдом, следует выводить из работы. Уставку максимальной токовой защиты этих фидеров на период работы схемы необходимо устанавливать выше на 15…20 % от расчётного значения тока тяговой сети. Выбор схемы борьбы с гололёдом для каждого пути и участка межподстанционной зоны производится на основе результатов расчёта токов в тяговой сети.

Силовое оборудование подстанций, понижающие трансформаторы, выключатели и разъединители в схеме борьбы с гололёдом должны быть рассчитаны на пропуск заданных токов тяговой сети. Выбор параметров устройств осуществляется с учётом их нагрузочной способности в условиях работы при нулевой и отрицательных температурах окружающего воздуха.

Плавка гололеда и профилактический подогрев проводов контактной сети, начатые своевременно, позволяют избежать тяжелых гололедно-ветровых аварий.

В дистанциях электроснабжения электрифицированных железных дорог составляются местные инструкции, учитывающие конкретные условия эксплуатации каждой контактной сети и принятые методы борьбы с гололедно-изморозевыми отложениями. В инструкциях приводятся схемы плавки или (и) профилактического подогрева проводов, последовательность операций при их сборке и разборке, а также по наблюдению за процессами образования гололеда и его плавления, таблицы или диаграммы для определения времени плавки гололеда.

198

На рисунке приведена схема плавки гололеда на контактной сети участка Никольское - Грязи Юго-Восточной железной дороги (со стороны тяговой подстанции Никольское) [2].

Схема плавки гололёда на контактной сети участка Никольское - Грязи

199

До начала сборки схемы плавки гололеда энерогодиспетчер должен произвести необходимые оперативные мероприятия с целью:

вызова оперативного дежурного персонала на тяговые подстанции Никольское и Богоявленск;

вызова аварийной бригады для наблюдения за грузами на КУ и за плавкой гололеда;

обеспечения питания ВЛ СЦБ и ДПР на фидерной зоне Грязи-Никольское от ЭЧЭ-14, а на фидерной зоне НикольскоеБогоявленск от ЭЧЭ-16;

выдачи запрещения на движение электроподвижного состава по главным путям станций Песковатка, Избердей и съездами между главными путями станций Песковатка и Избердей.

Все работы на проводах ВЛ-0,4 кВ, волновода, ДПР, СЦБ, приводах и цепях дистанционного управления, КТПА, КТП, КТПО27,5 кВ – ЗАПРЕЩАЮТСЯ.

В период плавки гололеда производится непрерывное наблюдение за нагрузкой.

Максимальный ток плавки гололеда на этом участке контактной сети – 800 А. Время плавки не более 20 минут.

После завершения плавки гололеда питание контактной сети на участке Никольское-Грязи восстанавливается по нормальной схеме. Движение поездов на электрической тяге следует возобновить как можно быстрее, чтобы тяговый ток заменил собой ток нагрева.

Литература

1. Рекомендации по обеспечению нормального функционирования электрифицированных железных дорог в условиях гололедообразования. II издание. Разработано экспертами Комиссии ОСЖД по инфраструктуре и подвижному составу. Комитет ОСЖД, г. Варшава – 2012 г.

2. Инструкция по очистке контактной сети от гололедообразования на участках Никольское – Грязи, Богоявленск

– Урусово, Урусово – Мшанка, г. Мичуринск – 2017 г.

Ростовский государственный университет путей сообщения (филиал в г. Воронеж)

200