Модернизация низковольтного оборудования тяговой подстанции

Содержание Введение

1. Модернизация низковольтного оборудования тяговой подстанции

1.1 Электроснабжение собственных нужд тяговой подстанции и объектов СЦБ

2. Трансформатор собственных нужд тяговой подстанции

2.1 Характеристики трансформаторов собственных нужд

2.2 Устройства релейной защиты и автоматики трансформатора собственных нужд

2.2.1 Автоматическое включение резерва трансформатора собственных нужд

2.3 Режимы работы трансформаторов собственных нужд

2.3.1 Отказы силовых трансформаторов

2.3.2 Переходные процессы в трансформаторах

3. Модернизация оборудования собственных нужд тяговой подстанции

3.1 Замена трансформаторов собственных нужд

3.2 Установка автоматических выключателей на низкой стороне трансформатора собственных нужд

4. Расчет срока окупаемости проекта модернизации низковольтного оборудования тяговой подстанции

4.1 Расчет затрат на модернизацию оборудования собственных нужд тяговой подстанции

4.2 Расчет численности персонала тяговой подстанции

4.3 Расчет срока окупаемости

5. Техника безопасности при ревизии трансформатора собственных нужд

5.1 Характеристика возможных опасных и вредных производственных факторов при ревизии трансформатора собственных нужд

5.2 Организационные мероприятия по технике безопасности

5.3 Технические мероприятия по обеспечению безопасности при ревизии трансформатора собственных нужд

5.4 Оценка эффективности технических средств защиты, обеспечивающих безопасность работ в электроустановках напряжением выше 1000 В Заключение Библиографический список

Приоритет развития современного железнодорожного транспорта в России — это удовлетворение потребностей экономики страны в перевозках грузов и пассажиров. Основные показатели этого процесса — обеспечение требуемого качества предоставляемых услуг; повышение энергоэффективности и конкурентоспособности рельсового транспорта.

Важнейшая роль железных дорог в перспективе их развития состоит в организации международных перевозок по транспортным коридорам на основе формирования грузо и пассажиропотоков. В условиях реформирования транспорта ключевым в решении этих задач является совершенствование инфраструктуры электроснабжения железных дорог.

По протяженности электрифицированных линий российские железные дороги занимают первое место в мире: на электрическую тягу переведено 43 085 км (около 50% протяженности железных дорог), в том числе 24 660 км на переменном токе 50 Гц и 18 425 км на постоянном токе. Удельный вес объема перевозок на электротяге составляет 84,5%. При этом железнодорожный транспорт потребляет 4,5% электроэнергии, вырабатываемой в России. Доля потребления электроэнергии железными дорогами превышает 70 млрд кВт•ч в год, или 6,5% электроэнергии, расходуемой отечественными потребителями. Среднегодовое удельное электропотребление на 1 км эксплуатационной длины главных путей в однопутном исчислении на 01.01.2014 г. составляет 512,1 тыс. кВт•ч/км. Мощность потребления электроэнергии из контактной сети одним поездом зачастую превышает 10МВт.

Значительная часть электрифицированных линий оснащена устройствами электроснабжения, изготовленными в 50х и 60х годах прошлого столетия. Эти устройства, имеющие нормативный срок эксплуатации до 40 лет, исчерпали свой ресурс и ждут очереди на замену и обновление.

В условиях труднопреодолимого опережающего темпа выхода устройств за нормативный срок службы по отношению к темпу обновления принят ряд научно-технических программ, входящих в стратегию развития железнодорожного транспорта России до 2030 г. и реализуемых на основе инновационных проектов железнодорожной инфраструктуры, требующих значительных капитальных затрат.

Кроме того, для качественного энергообеспечения железнодорожного транспорта большое значение имеет совершенствование управления эксплуатационной работой, оптимизация штата работников и специалистов, повышение производительности труда и безопасности движения поездов, разработка и осуществление современной системы корпоративного управления отраслью.

Важную роль играет разработка современных технологий обслуживания устройств инфраструктуры. Необходимость обеспечения возрастающего объема и качества услуг по перевозкам, повышения эффективности использования имеющегося оборудования и сокращения эксплуатационных расходов вызывает потребность в ускоренном развитии технических средств, постоянной модернизации оборудования и обновления устройств электроснабжения. Это и определяет основные направления инновационной деятельности Российских железных дорог.

1. Модернизация низковольтного оборудования тяговой подстанции

1.1 Электроснабжение собственных нужд тяговой подстанции и объектов СЦБ

На тяговых подстанциях расход электроэнергии происходит не только для питания тяговой нагрузки, но и для собственных нужд подстанции. Для этого на подстанциях всех типов применяют трансформаторы собственных нужд (ТСН).

На тяговых подстанциях всех типов, кроме опорных на напряжение 110−220 кВ, обычно устанавливают по два ТСН мощностью 250−400 кВ•А каждый. На опорных подстанциях 110−220 кВ, масляные выключатели которых имеют мощные подогревательные устройства, применяют два дополнительных ТСН мощностью 250−400 кВ•А для подогрева.

Общая нагрузка собственных нужд тяговых подстанций с учетом питания цепей подогрева выключателей, электроотопления зданий подстанции, электроснабжения устройств сигнализации централизации и блокировки (СЦБ) и потребителей дежурного пункта района контактной сети достигает 1400 кВ•А на опорных подстанциях 220 кВ, 970 кВ•А — на опорных подстанциях 110 кВ, 400−800 кВ•А — на транзитных подстанциях на напряжение 110−220 кВ.

При этом мощность питания устройств СЦБ достигает 100 кВ•А на одну подстанцию, мощность подогрева выключателей — от 25 до 650 кВ•А в зависимости от количества выключателей; мощность на отопление зданий подстанций от 60 (подстанции переменного тока) до 140 кВ•А (подстанции постоянного тока); мощность осветительной установки здания подстанции — 4−6 кВ•А, открытой территории — 35 кВ•А.

На подстанциях с двумя ТСН мощность каждого трансформатора должна обеспечить (с учетом его перегрузочной способности) питание всех потребителей собственных нужд, включая устройства подогрева высоковольтной аппаратуры. На опорных подстанциях, имеющих трансформаторы подогрева, мощность основного ТСН выбирается без учета питания подогревательных устройств РУ-110(220) кВ.

Распределение энергии собственных нужд тяговых подстанций переменного и постоянного тока показано на рисунке 1 [1]:

К шинам 10 кВ трансформаторы собственных нужд подключаются через соответствующую коммутационную аппаратуру — разъединитель и выключатель.

Подключение вторичных обмоток ТСН к шинам 380/220 В в шкафах 1 и 2 переменного тока на открытой части подстанции осуществляется через разъединители (рубильники).

Шины СН выполняются одинарными секционированными разъединителем. В летний период включен обычно один ТСН, для второго предусматривается автоматика включения резерва (АВР). В зимний период включаются на опорных подстанциях 110(220) кВ и трансформаторы подогрева ТСН3 и ТСН4, которые подают питание в шкаф 15 подогрева масляных выключателей. От шкафа 15 получает электроэнергию шкаф 16 автоматики подогрева приводов выключателей 110 (220) кВ.

Рисунок 1 — Распределение энергии собственных нужд тяговых подстанций К шинам шкафа 1 подключены фидеры, питающие цепи подогрева масляных выключателей и их приводов от шкафов автоматики 3, 4 и 5 соответственно 27,5 кВ (только для подстанций переменного тока), 35 и 110 кВ. К шинам СН шкафа 1 подключаются трансформатор СЦБ, подогрев КРУН-10, обдув понижающих трансформаторов, дежурный пункт контактной сети, а также могут подключаться различные передвижные устройства (подстанции, масляное хозяйство и т. д.). От шкафа 2 питание шкаф 6 СН переменного тока в здании подстанции, к которому подключены стойки и шкафы телеблокировки, телемеханики и связи, цепи управления моторными приводами, шкаф 10 рабочего освещения подстанции.

Дизель-генератор 9, установленный в специальном помещении здания подстанции, через шкаф 6 подключается к шинам СН 380/220 В и является источником резервного питания устройств СЦБ при аварийном выходе из работы ТСН или полном отключении питания электротяги на участке железной дороги.

Шкаф 12 СН постоянного тока получает выпрямленное напряжение от зарядно-подзарядного агрегата 13 типа ВАЗП, а в аварийных ситуациях — от аккумуляторной батареи 14, которая питает также щиток 11 аварийного освещения подстанции, а также устройства телемеханики и связи.

Шкаф 7, подключенный к шинам СН. служит для включения цепей отопления и вентиляции помещения аккумуляторной батареи.

Шкаф 8 подключается к шинам СН через изолировочный трансформатор ТИ-1, который предотвращает попадание высокого напряжения при нарушении изоляции РУ-3,3 кВ в цепи СН.

Этот шкаф служит для питания потребителей собственных нужд, расположенных в местах, где возможно такое нарушение изоляции. Шкаф 8 применяется только на тяговых подстанциях постоянного тока.

Составим перечень используемого оборудования в системе собственных нужд.

В системе собственных нужд используется разнообразное оборудование, для примера приведем лишь некоторое:

— РВЗ 10/400(РВ 10/400) — разъединитель внутренней установки с заземляющим ножом РВЗ-10/400 предназначен для многократных включений и отключений без нагрузки участков цепей трехфазного тока напряжением 6 (10) кВ, частотой 50 Гц, а также заземления отключенных участков при помощи ножей заземления. Разъединитель серии РВ отличается отсутствием заземляющих ножей.

Расшифровка условного обозначения разъединителя РВ (З)-10/400:

Р — разъединитель; В — внутренней установки; З — с заземляющими ножами; 10 — номинальное напряжение; кВ, 400 — номинальный ток, А.

— ВМП 10/630 — выключатель масляный подвесной.

Расшифровка условного обозначения выключателя ВМП-10/630:

В — выключатель; М — масляный; П — подвесной; 10 — номинальное напряжение, кВ; 630 — номинальный ток, А.

— ТПЛУ-10−100/5 — трансформатор предназначен для установки в комплексные распределительные устройства и служат для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты, автоматики и управления в установках переменного тока на класс напряжения до 10 кВ частоты 50 Гц.

Расшифровка условного обозначения трансформатора ТПЛУ-10−100/5:

Т — трансформатор; П — проходной; Л — литой; У — для умеренного климата; 10 — номинальное напряжение, кВ; 100 — номинальный ток первичной обмотки, А; 5 — номинальный ток вторичной обмотки, А.

— ТМ-400−10/0,23 — трансформатор масляный серий ТМ-400 предназначен для работы в электросетях напряжением 6(10) или 35 кВ в открытых электроустановках в условиях умеренного климата (исполнение У1 по ГОСТ 15 150–69) и служит для понижения высокого напряжения питающей электросети до установленного уровня потребления. Трансформатор помещен в бак с маслом для охлаждения и предотвращения разрушение обмоток трансформатора от внешней среды.

Расшифровка условного обозначения трансформатора ТМ-400−10/0,23:

Т — трансформатор; М — масляный; 400 — номинальная мощность, кВ•А; 10 — номинальное напряжение обмотки ВН, кВ; 0,23 — номинальное напряжение обмотки НН, кВ.

— ТК-0,23−200/5 — трансформатор катушечный.

Расшифровка условного обозначения трансформатора ТК-0,23−200/5:

Т — трансформатор; К — катушечный; 0,23 — номинальное напряжение, кВ; 200 — ток первичной обмотки, А; 5 — ток вторичной обмотки, А.

— Р-400, Р-600 — рубильники серии Р открытого исполнения, трехполюсные, с ручными приводами зависимого действия, для переднего присоединения проводников с выводами перпендикулярно плоскости монтажа (для рубильников на 400А и 630 А), обладающие свойствами разъединителей предназначены для нечастых (не более 6 в час) неавтоматических коммутаций электрических цепей переменного тока частотой 50 Гц, напряжением 380 В.

Расшифровка условного обозначения разъединителя (рубильника) Р-400:

Р — разъединитель (рубильник); 400(600) — номинальный ток отключения, А.

— ПР-250, ПР-400 — предохранители серии ПР выполняются в двух исполнениях ПР1 и ПР2 на напряжение до 250 В для первого исполнения и до 500В — для второго. Предохранители этой серии выпускаются на токи от 15 до 1000А и предназначены для защиты электроустановок от больших нагрузок и коротких замыканий.

Расшифровка условного обозначения предохранителей ПР-250,ПР-400:

П — предохранитель; Р — разборный; 250(400) — максимальное значение пропускаемого тока.

— ДГА-100 — установка, состоящая из дизеля и электрического генератора, используемая в качестве источника электроэнергии. Применяется для питания телефонных и телеграфных устройств; аппаратуры селекторной, избирательной и дальней связи; цепей электрической централизации железнодорожных узлов и станций и других стационарных потребителей, а также служит источником резервного питания на тяговых подстанциях. Источником энергии в ДГА служит дизель мощностью 20—400 кВт (на 20—25% больше номинальной мощности электрогенератора).

Расшифровка условного обозначения ДГА-100:

Д — дизель; Г — генератор (ный); А — аппарат; 100 — номинальная мощность, кВт.

2. Трансформатор собственных нужд тяговой подстанции

2.1 Характеристики трансформаторов собственных нужд

В качестве трансформаторов собственных нужд тяговых подстанций могут применяться масляные силовые трансформаторы или сухие с литой изоляцией мощностью до 1000 кВ•А В основном, в настоящее время применяются трансформаторы собственных нужд мощностью 400 кВ•А, так как они экономически более выгодны и полностью отвечают требованиям надежности электроснабжения собственных нужд подстанции.

Преимущества сухих трансформаторов с литой изоляцией:

1) сухие трансформаторы максимально безопасны (трансформаторы обладают свойствами самоугасания и в случае пожара не выделяют ядовитых газов);

2) сухие трансформаторы экономически выгодны:

— сухие трансформаторы не требуют частых осмотров

— отсутствует необходимость контроля над состоянием трансформаторного масла или селикагеля;

3) сухие трансформаторы экологически безопасны (невозможна утечка трансформаторного масла или токсичных газов);

4) сухие трансформаторы надежны: трансформаторы чрезвычайно стойки к воздействию внешних факторов, возникающих при каких-либо нарушениях нормальной работы сети;

5) уникальный температурный режим для эксплуатации сухих трансформаторов в диапазоне от -45°С до +40°С;

6) обмотки ВН и НН сухих трансформаторов выполняются фольгой, а не проводом;

7) литая изоляция обмотки ВН сухих трансформаторов из эпоксидной смолы, изготавливаемая в вакууме и обеспечивающая идеальную межвитковую изоляцию и идеальное качество поверхности трансформатора;

8) Идеальное качество сборки трансформаторов.

Недостатки сухих трансформаторов с литой изоляцией:

1) из-за применения литой изоляции у сухих трансформаторов ухудшается отвод тепла от обмоток, по сравнению с масляными трансформаторами;

2) несмотря на применение глубокого вакуума при изготовлении монолитных обмоток сухих трансформаторов, все же существует различие коэффициентов теплового объемного расширения материалов проводника и литой изоляции, в связи с чем, блоки обмоток сухих трансформаторов в процессе эксплуатации подвержены микроразрушениям. Это в свою очередь приводит к появлению частичных разрядов, которые опасны возникновением короткого замыкания и выгоранием обмотки целиком;

3) стоимость сухих трансформаторов с литой изоляцией намного превышает стоимость масляного трансформатора с аналогичными параметрами.

Преимущества масляных трансформаторов:

1) преимуществом масляных трансформаторов является защищенность обмоток трансформатора от внешних воздействий, что повышает надежность работы;

2) в герметичных масляных трансформаторах полностью отсутствует контакт масла с окружающей средой, что исключает увлажнение, окисление и шламообразование масла. Не требуется проведение профилактических, текущих и капитальных ремонтов в течение всего срока эксплуатации трансформатора.

3) стоимость масляных трансформаторов существенно ниже, чем сухих трансформаторов с аналогичными параметрами.

Недостатки масляных трансформаторов связаны с особенностью системы охлаждения:

1) большие габаритные размеры трансформатора;

2) необходимость в постоянном обслуживании (очистка и замена масла);

3) высокая пожароопасность, связанная с возможностью возгорания трансформаторного масла.

Таблица 1 — Технические характеристики сухих трансформаторов с литой изоляцией

Таблица 2 — Технические характеристики масляных трансформаторов

Условные обозначения:

Т — трехфазный;

С — сухой;

Л — с литой изоляцией;

З — в защитном кожухе;

М — масляный;

Г — герметичный;

400 — номинальная мощность, кВ•А;

У1 (УХЛ1) — климатическое исполнение:

Буквенная часть обозначает климатическую зону:

У — умеренный климат;

ХЛ — холодный климат;

УХЛ — умеренный и холодный климат;

Т — тропический климат;

М — морской умеренно-холодный климат;

О — общеклиматическое исполнение (кроме морского);

ОМ — общеклиматическое морское исполнение;

В — всеклиматическое исполнение.

Следующая за буквенной цифровая часть означает категорию размещения:

1 — на открытом воздухе;

2 — под навесом или в помещении, где условия такие же, как на открытом воздухе, за исключением солнечной радиации, атмосферных осадков;

3 — в закрытом помещении без искусственного регулирования климатических условий;

4 — в закрытом помещении с искусственным регулированием климатических условий (вентиляция, отопление);

5 — в помещениях с повышенной влажностью, без искусственного регулирования климатических условий.

IP00, IP13, IP21 — степень защиты от внешних воздействий обозначается кодом IP и двумя цифрами.

Первая цифра (от 0 до 6) обозначает степень защиты от проникновения внутрь электротехнического изделия посторонних предметов и пыли:

0 — защиты нет. Допустимое применение: в корпусах;

1 — защита от твердых частиц размером от 50 мм. Допустимое применение: в закрытых помещениях (доступ в которые разрешается только уполномоченным и обученным лицам);

2 — защита от твердых частиц размером от 12 мм. Допустимое применение: в обычных помещениях;

3 — защита от частиц размером от 2,5 мм. Допустимое применение: в обычных помещениях;

4 — защита от частиц размером от 1 мм. Допустимое применение: в обычных помещениях;

5 — частичная защита от пыли. Допустимое применение: в изредка пыльных помещениях;

6 — полная защита от пыли. Допустимое применение: в постоянно пыльных помещениях;

Вторая цифра (от 0 до 8) показывает стойкость к воздействию влаги. Чем больше цифра — тем выше защита:

0 — защиты нет. Допустимое применение: в сухих помещениях;

1 — от вертикально падающих капель. Допустимое применение: во влажных помещениях с устройством в заданном вертикальном положении;

2 — от капель воды, падающих под углом 15°. Допустимое применение: во влажных помещениях;

3 — от наклонно падающих брызг, угол наклона до 60°. Допустимое применение: места, подвергающиеся дождю, но не струям снизу;

4 — от брызг. Допустимое применение: места, подвергающиеся дождю и струям (например, станция с прохождением транспортных средств);

5 — от водяных струй. Допустимое применение: в местах, подвергающихся мойке струями воды средней мощности;

6 — от мощных водяных струй. Допустимое применение: в местах, подвергающихся энергичной мойке и штормам (например, на пирсах);

7 — от временного погружения в воду. Допустимое применение: во временно затопляемых или надолго оказывающихся под снегом местах;

8 — от продолжительного погружения в воду.

F — класс изоляции.

Класс изоляции аппарата характеризует предел стойкости изоляционных материалов используемых в аппарате при нагреве. Существует семь классов изоляции.

Таблица 3 — Классификация изоляции

Потребителями электроэнергии собственных нужд (СН) подстанций являются [1]:

электродвигатели системы охлаждения трансформаторов; устройства обогрева масляных выключателей и шкафов распределительных устройств с установленными в них аппаратами и приборами; электрическое освещение и отопление помещений, и освещение территории подстанций.

Наиболее ответственными потребителями СН являются устройства системы управления, релейной защиты, сигнализации, автоматики и телемеханики. От этих потребителей СН зависит работа основного оборудования подстанций, прекращение их питания даже кратковременно приводит к частичному или полному отключению подстанции. Приемники собственных нужд, перерыв в электроснабжении которых не вызывает отключения или снижения мощности электроустановки, относятся к неответственным.

Питание потребителей СН электроустановок может быть индивидуальным, групповым и смешанным. При индивидуальном питании каждый потребитель получает электроэнергию от шин СН по индивидуальному кабелю, чем обеспечивается высокая надежность электроснабжения, но это приводит к значительному расходу кабелей. При групповом питании потребители получают энергию от групповых щитков и сборок, расположенных вблизи группы потребителей и подключенных одним кабелем к шинам СН. При этом снижается расход кабеля, но возникают дополнительные расходы на групповые щитки и сборки, снижается надежность электроснабжения, так как повреждение кабеля приводит к отключению всех потребителей данной группы. Наиболее рациональным является смешанное питание, при котором ответственные потребители питаются по индивидуальным кабелям непосредственно от шин СН, а остальные — от групповых щитков и сборок.

На тяговых подстанциях от шин СН получают электроэнергию устройства СЦБ железных дорог, дежурные пункты районов контактной сети, совмещенные с тяговыми подстанциями, а также мастерские тяговых подстанций.

К шинам СН кроме постоянных потребителей могут подключаться также различные передвижные устройства (подстанции, испытательные станции, установки масляного хозяйства).

Все потребители собственных нужд делятся на 3 категории:

Потребители I категории, которые должны быть обеспечены двумя независимыми источниками электроснабжения, перерыв в электроснабжении этих потребителей допускается только на время автоматического включения резерва.

Рисунок 2 — Схема питания потребителей I категории К ним относятся:

— зарядные устройства аккумуляторных батарей подстанции;

— электродвигатели приводов выключателей;

— электродвигатели аварийной вентиляции;

— электродвигатели системы охлаждения трансформаторов;

— устройства РПН;

— цепи оперативной блокировки разъединителей.

Среди потребителей I категории выделяется особая группа, для которой предусматривается дополнительное питание от третьего независимо взаимно резервирующего источника питания.

Рисунок 3 — Схема питания потребителей I особой категории К ним относятся:

— оборудование связи и телемеханики;

— автоматизированные системы управления тяговыми подстанциями.

Потребители II категории, которые обеспечиваются электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Перерыв в электроснабжении допускается на время включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Рисунок 4 — Схема питания потребителей II категории К ним относятся:

— обогрев приводов и баков масляных выключателей;

— обогрев воздухозаборников;

— обогрев релейных шкафов наружной установки;

— обогрев шкафов управления воздушных выключателей и др.

Потребители III категории, обеспечиваются электроэнергией, как правило, от одного источника питания. Перерыв электроснабжения допускается на время ремонта или замены поврежденного оборудования, но не более одних суток.

Рисунок 5 — Схема питания потребителей III категории К ним относят:

— электродвигатели вентиляции помещений;

— питание грузоподъемных устройств;

— маслоочистительные установки, оборудование для ремонтных работ и др.

2.2 Устройства релейной защиты и автоматики трансформатора собственных нужд Все электроустановки оборудуются устройствами релейной защиты. Релейной защитой называют комплект специальных устройств, обеспечивающий автоматическое отключение поврежденной части электрической сети, установки. Если повреждение не представляет для установки непосредственной опасности, то релейная защита должна обеспечить сигнализацию о неисправности. Специальные аппараты, обеспечивающие автоматическое воздействие при нарушении нормального режима работы электроустановки, называются реле.

Реле контролируют напряжение или силу тока, мощность или сопротивление электрической сети и др. При отклонении контролируемого параметра от заданного значения реле срабатывает и замыкает цепь отключения соответствующих выключателей, которые и отключат поврежденный элемент или участок цепи.

Релейная защита должна обеспечить быстроту и избирательность действия, надежность работы и чувствительность. Кроме того, стоимость релейной защиты должна быть по возможности небольшой.

На трансформаторах собственных нужд устанавливаются следующие виды релейной защиты:

Для защиты трансформаторов 10/0,4 кВ мощностью 400 кВ•А, в том числе устанавливаемых на подстанциях, применяются в соответствии с «Правилами» следующие основные типы релейной защиты токовая отсечка 1 без выдержки времени — от коротких замыканий на наружных выводах 10 кВ трансформатора и в части обмотки 10 кВ;

максимальная токовая защита 2 (с пуском или без пуска по напряжению) от сверхтоков, обусловленных повреждениями в трансформаторе или внешними междуфазными КЗ на стороне 0,4 кВ;

максимальная токовая защита в одной фазе от сверхтоков, обусловленных перегрузкой 3; устанавливается на трансформаторах мощностью от 400 кВ•А и выше, у которых возможна перегрузка после срабатывания устройства АВР, и действует на сигнал или на автоматическую разгрузку (отключение части отходящих линий 0,4 кВ).

На рисунке условно показаны схема и типы защит трансформатора собственных нужд 10/0,4 кВ, мощностью 400 кВ•А, а также трансформаторы тока, на которые включены максимальные реле тока этих защит. Для взаимного резервирования все защиты (кроме защиты от перегрузки) должны действовать на отключение выключателя 10 кВ.

Рисунок 6 — Схема размещения защит трансформатора собственных нужд тяговый подстанция защита автоматика Токовая отсечка. Токовой отсечкой называется быстродействующая максимальная токовая защита с ограниченной зоной действия. Токовая отсечка на трансформаторах 10/0,4 кВ выполняется с помощью двух максимальных реле тока, настроенных таким образом, что они надежно не срабатывают при трехфазном КЗ на стороне 0,4 кВ защищаемого трансформатора (точка К1 на рис.) и надежно срабатывают при всех видах двухфазных КЗ на стороне 10 кВ трансформатора (точка К2). Отсечка на трансформаторах должна действовать без выдержки времени. Это не только ускоряет отключение КЗ на выводах и в части обмотки 10 кВ защищаемого трансформатора, но и позволяет выбирать минимальное время срабатывания для защит питающих линий 10 кВ.

Токовая отсечка может выполняться с помощью отдельных реле тока (РТМ, РТ-40) или специализированных блоков многофункциональных электронных защит (например, ЯРЭ-2201).

Максимальная токовая защита (без пуска по напряжению). На трансформаторах 10/0,4 кВ со схемой соединения обмоток Д/Y, максимальная токовая защита выполняется с тремя токовыми реле. Как правило, применяются максимальные реле тока, имеющие зависимые времятоковые характеристики, типа РТВ или РТ-80, так же как на линиях 10 кВ. Реже применяется максимальная токовая защита с независимой времятоковой характеристикой, например в КРУ, но также с тремя реле тока. Схема неполной звезды с тремя реле имеет в 2 раза более высокую чувствительность к двухфазным КЗ за трансформатором со схемой соединения обмоток Д/У, чем та же схема, но только с двумя реле. Это объясняется тем, что при одном из сочетаний двухфазного КЗ на стороне 0,4 кВ по выводам 10 кВ проходят разные по значению токи, причем в одной из фаз ток в два раза больше, чем в двух других, и равен по значению току трехфазного КЗ. Установка трех реле обеспечивает при всех видах двухфазного КЗ появление этого большего тока в одном из реле защиты. При установке только двух реле нужно рассчитывать на худший, но реальный случай, когда в каждом из двух реле пройдет по половине тока КЗ, а сумма окажется в обратном проводе, где реле отсутствует. Третье реле, таким образом, повышает чувствительность защиты к КЗ в трансформаторе и на его выводах 0,4 кВ. Не следует забывать про установку третьего реле и при замене старых трансформаторов со схемой соединения обмоток Y/Y на новые Д/У.

Защита от перегрузки выполняется с помощью МТЗ, включенной на ток одной фазы. Защита действует с выдержкой времени на сигнал, а на необслуживаемых подстанциях — на разгрузку или отключение трансформатора. На двухобмоточных трансформаторах защита о перегрузки устанавливается со стороны основного питания. На трехобмоточных трансформаторах при двухстороннем питании — со стороны основного питания и со стороны обмоток, где питание отсутствует, а при трехстороннем питании — со всех трех сторон.

2.2.1 Автоматическое включение резерва трансформатора собственных нужд

Все устройства АВР должны удовлетворять следующим основным требованиям [3]:

1) схема АВР приходит в действие при исчезновении напряжения на шинах потребителя по любой причине, в том числе при аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателей рабочего источника питания, а также при исчезновении напряжения на шинах, от которых осуществляется питание рабочего источника. Включение резервного источника часто допускается также при КЗ на шинах потребителя;

2) для того чтобы уменьшить длительность перерыва питания потребителей, включение резервного источника питания должно производиться сразу же после отключения рабочего источника;

3) действие АВР должно быть однократным, чтобы не допускать нескольких включений резервного источника на неустранившееся КЗ;

4) схема АВР не должна приходить в действие до отключения выключателя рабочего источника, чтобы избежать включения резервного источника на КЗ в неотключившемся рабочем источнике. Выполнение этого требования исключает также в отдельных случаях несинхронное включение двух источников питания;

5) для того чтобы схема АВР действовала при исчезновении напряжения на шинах, питающих рабочий источник, когда его выключатель остается включенным, схема АВР должна дополняться специальным пусковым органом минимального напряжения;

6) для ускорения отключения резервного источника при его включении на неустановившееся КЗ должно предусматриваться ускорение защиты резервного источника после АВР. Это особенно важно в тех случаях, когда потребители, потерявшие питание, подключаются к другому источнику, несущему нагрузку. Ускоренная защита обычно действует по цепи ускорения без выдержки времени.

В установках же собственных нужд, а также на подстанциях, питающих большое число потребителей, ускорение защиты осуществляется до 0,5 с. Замедление ускоренной защиты необходимо, чтобы предотвратить ее неправильное срабатывание в случае кратковременного замыкания контактов токовых реле в момент включения выключателя под действием толчка тока, обусловленного сдвигом по фазе между напряжением энергосистемы и затухающей ЭДС, который может достигать 180°.

Назначение АВР состоит в том, чтобы при авариях, когда по тем или иным причинам исчезает напряжение на одной системе (секции) сборных шин, опознать сложившуюся аварийную ситуацию и без вмешательства персонала автоматически восстановить электроснабжение потребителей от резервного источника питания.

Резервными источниками могут быть трансформаторы, линии, а также смежные секции сборных шин, получающие питание от других источников (трансформаторов, линий и т. д.). Резервные источники нормально могут быть отключены, могут находиться только под напряжением или нести нагрузку. В последнем случае источники питания могут резервировать друг друга.

Схемы АВР приходят в действие при исчезновении напряжения на сборных шинах, питающих нагрузку. При секционированной одиночной системе сборных шин и питании каждой секции от отдельного источника причиной исчезновения напряжения может быть отключение выключателя рабочего источника релейной защитой, самопроизвольно или ошибочно персоналом, исчезновение напряжения на шинах ВН, питающих рабочий источник, когда выключатели его остаются включенными. Исходя из этого, пуск АВР осуществляется вспомогательными контактами отключившегося по любой причине выключателя рабочего источника. Чтобы АВР подействовал при исчезновении напряжения на сборных шинах ВН, он дополнен специальным пусковым органом минимального напряжения. При исчезновении напряжения этот орган, подключенный к трансформатору напряжения со стороны НН, воздействует на отключение выключателей рабочего трансформатора. После отключения выключателя трансформатора со стороны НН схема АВР приходит в действие. Пусковой орган минимального напряжения выполняется таким образом, чтобы он действовал только при действительном исчезновении напряжения на сборных шинах подстанции и не действовал при повреждении вторичных цепей трансформаторов напряжения.

Трансформаторы собственных нужд получают питание от разных секций шин РУ — 27,5(10) кВ (тяговые подстанции постоянного или переменного тока, рисунок 7). Подключение к секции шин РУ — 27,5(10) кВ трансформатора собственных нужд ТСН1 осуществляется через разъединитель QS1, выключатель Q1 и трансформаторы тока ТАa и TAb. Шины собственных нужд разделены на две секции. Мощные трансформаторы собственных нужд, вторичный ток которых составляет 500 А и более, подключают двумя контакторами и рубильниками (разъединителями). Трансформаторы подогрева и ТСН, вторичный ток которых не превышает 500 А, подключаются к секциям шин одним контактором КМ2 и рубильником S2 (рисунок 7). К трансформаторам тока ТАa1, TAb1, TAс1 подключены реле перегрузки ТСН1 КА1 (ТСН2 КА2), амперметр РА и счетчик активной энергии PI. Контроль напряжения на шинах собственных нужд СН осуществляют реле напряжения 1КV1 и 1КV2 на первой секции, 2КV1 и 2КV2 на второй.

В летнее время обычно в работе находится один ТСН, при этом секционный контактор КМ включен. При отключении рабочего ТСН устройство АВР включает резервный трансформатор. В зимний период в работе могут находиться оба ТСН, при этом секционный контактор КМ отключен. При отключении одного из трансформаторов АВР включает секционный контактор, обе секции получают питание от оставшегося в работе ТСН.

Защищаются трансформаторы от повреждений максимальной токовой защитой МТЗ и токовой отсечкой ТО (как было сказано раньше). Токовые реле МТЗ КА1а, КА1b, КА1с и ТО КАа, КАb подключаются к фазам первичной обмотки ТСН через трансформаторы тока ТАа и ТАb. Защиту трансформаторов от перегрузки с действием на сигнал выполняют со вторичной стороны ТСН в однофазном варианте с помощью токового реле КА1. При перегрузке трансформатора ТСН1 реле КА1 замыкает цепь 1 — 2 (рисунок 8, а), а трансформатора ТСН2 реле КА2 — цепь 3 — 2 реле времени КТ защиты от перегрузки. Установленное время замедления реле КТ составляет до 9 секунд. Реле КТ при срабатывании замыкает цепь 5 — 4 реле неисправности подстанции КLнп через катушку указательного реле КН.

Оперативное включение ТСН осуществляется путем включения контактора КМ2 и выключателя Q1 при включенном рубильнике S2 и разъединителе QS1. Включение контактора КМ2 происходит при замыкании цепи 13 — 6 кнопкой включения SBC2 (рисунок 8, б). Катушка КМ2 получает питание, контактор включается и включает последовательно с катушкой резистор, дешунтируя его своим контактом. Другим контактом КМ2 замыкает цепь 17 — 6, становясь на самоподпитку через замкнутые контакты SBT2 кнопки отключения и промежуточного реле защит KL. Контактор замыкает также цепь 73 — 30 своего повторительного реле ККМ2.

Включение выключателя Q1 происходит при замыкании цепи 25 — 10 контактора включения выключателя КМ1 кнопкой SBC1. Контактор замыкает цепь катушки включения выключателя YAC1, выключатель включается и переключает своими блок-контактами цепи 29 — 10 и 29 — 12 (рисунок 9). При этом повторительное реле КQC1 включается, а реле КQT1 отключается. Одновременно кнопкой SBC1 по цепи 25 — 18 переключается реле фиксации КQQ1, которое фиксирует команду оперативного включения выключателя Q1 (рисунок 9).

Включение секционного контактора КМ осуществляется путем замыкания цепи 19 — 8 кнопкой SBC. После включения контактор становится на самоподпитку по цепи 23 — 8 через контакт кнопки отключения SBT (рисунок 8, б).

Оперативное отключение ТСН осуществляется путем отключения контактора КМ2 и выключателя Q1. Выключатель отключается при замыкании кнопкой отключения SBT1 цепей: 31 — 12 катушки отключения выключателя YAT, 53 — 20 катушки отключения реле фиксации команды КQQ1. При этом выключатель и реле фиксации КQQ1 отключаются. Отключение Q1 приводит к переключению его повторителей: КQT1 получает питание по цепи 29 — 10; КQC1 теряет питание при размыкании цепи 29 — 12 (рисунок 9).

Автоматическое включение резервного ТСН2 происходит при отключении рабочего ТСН1. При этом исчезает напряжение на шинах собственных нужд 380/220 В и реле напряжения 1КV1, 1КV2 и 2КV1,2КV2 обесточиваются. Контактами этих реле замыкаются цепи 65 — 26, 67 — 26 и промежуточного реле КL1 и цепи 69 — 28, 71 — 28 промежуточного реле КL2. Реле КL1 и КL2 подают питание на реле времени КT1 по цепи 61 — 24 и КT2 по цепи 63 — 24, которые замыкают цепь 55 — 22 реле автоматического включения КСС2 трансформатора ТСН2. В этой цепи контакты переключателя автоматики включения резерва SA в позиции В2 замкнуты, т. е. в резерве находится трансформатор ТСН2. Если в резерве находится трансформатор ТСН1, то переключатель SA в позиции В1 и при этом получает питание реле КСС1. При работе двух трансформаторов ТСН и отключенном секционном контакторе КМ переключатель SA в позиции В, реле КТ1 и КТ2 замыкают цепи 57 — 22 при отключении трансформатора ТСН1 или 59 — 22 при отключении трансформатора ТСН2 (рисунок 9). При этом получает питание реле КСС, которое замыкает цепь 21 — 8 секционного контактора КМ. Контактор включается, становится по цепи 23 — 8 на самоблокировку и подает напряжение на секцию шин СН, где оно исчезло при отключении трансформатора ТСН (рисунок 8, б).

Если трансформатор ТСН2 находится в работе, а трансформатор ТСН1 — в резерве, то при отключении трансформатора ТСН2 по цепи 55 — 22 получит питание реле КСС1, которое своими контактами замыкает цепи 15 — 6 контактора КМ2, 27 — 10 контактора КМ1 и 27 — 18 реле КQQ. При включении выключателя Q1 и контактора КМ2 в работу включается резервный трансформатор ТСН, на шинах СН появляется напряжение. Реле 1КV1, 1КV2, 2КV1, 2КV2 получают питание, отключают реле КL1 и КL2, которые размыкают цепи 61 — 24 и 63 — 24. Реле времени КТ1 и КТ2 размыкают цепь 55 — 22 реле КСС1. На этом процесс автоматического включения резервного трансформатора заканчивается.

Вывод АВР из работы производится переключением SA в позицию 0 и отключением реле КСС1, КСС2 и КСС, а также при размыкании цепи этих реле блокировочным реле по напряжению КВV в результате исчезновения напряжения на шинах 27,5 кВ (для пост. тока 10 кВ) Автоматическое отключение ТСН осуществляют максимальная токовая защита и токовая отсечка. При КЗ в первичной обмотке ТСН1 срабатывают реле КАа и КАb отсечки, замыкают цепи 37 — 14 и 39 — 14 промежуточного реле защит КL, которое становится на самоподпитку по цепи 35 — 14 до отключения выключателя и размыкания этой цепи контактом повторительного реле КQT1 (рисунок 9). Если же токовая отсечка срабатывает сразу после включения трансформатора, то реле КL выполняет роль блокировочного реле, размыкая цепи 25 — 10 и 27 — 10 контактора КМ1 и становясь на самоблокировку по цепям 25 — 14 или 27 — 14, пока эти цепи не разомкнут контакты кнопки SBC1 или реле КСС1. Срабатывание токовой отсечки фиксирует указательное реле КН2 (рисунок 9).

Максимальная токовая защита срабатывает при КЗ во вторичной обмотке ТСН1, на первой секции шин СН или на присоединении ТСН1 к первой секции, а также при значительной перегрузке, опасной для трансформатора. При срабатывании реле КА1а, КА1b, КА1c замыкаются цепи 45 — 16, 47 — 16, 49 — 16 реле времени КТ, которое замыкает с выдержкой времени цепь 41 — 14 промежуточного реле КL защит трансформатора через указательное реле КН3 (рисунок 9).

Реле КL замыкает цепь 33 — 12 отключающей катушки выключателя YAT1. Другим своим контактом реле КL размыкает цепь 17 — 6 самоподпитки контактора КМ2 (рисунок 8, б). Таким образом, трансформатор отключается выключателем Q1 от шин 27,5(10) кВ и контактором КМ2 от шин СН.

Автоматическое отключение трансформатора ТСН1 по цепи 43 — 14 происходит перед автоматическим включением трансформатора ТСН2 с помощью реле КСС2 (рисунок 9). Это необходимо, например, в случае исчезновения напряжения на секции шин 27,5(10) кВ, к которой подключен трансформатор ТСН1, в результате чего исчезло напряжение на шинах СН и автоматика приступила к включению трансформатора ТСН2. Реле блокировки КВV при сохранении напряжения на другой секции 27,5(10) кВ, к которой подключен трансформатор напряжения ТV2, не будет запрещать работу АВР. Реле КСС2 включает реле КL, которое становится на самоблокировку по цепи 35 — 14, подает питание на катушку отключения выключателя YAT1 и размыкает цепь 17 — 6 самоблокировки контактора КМ2. Отключение трансформатора ТСН1 с помощью реле КСС2 фиксирует указательное реле КН4, катушка которого находится в цепи 43 — 14 (рисунок 9).

Рисунок 7 — Схема подключения ТСН к шинам 27,5(10) и 380/220 В Рисунок 8 — Цепи защиты от перегрузки (а), схема управления контакторами (б) Рисунок 9 — Схема вторичной коммутации выключателя Q1

2.3 Режимы работы трансформаторов собственных нужд

Для начала рассмотрим режимы работы всех силовых трансформаторов.

Различают несколько режимов работы трансформаторов.

Рабочий режим, при котором напряжение первичной обмотки близко к номинальному или равно ему, а ток определяется нагрузкой трансформатора.

Нагрузочным или рабочим называется режим работы трансформатора, при котором к первичной обмотке подведено напряжение U1, а к вторичной подключены потребители ZН (рисунок 10), так что I2 > 0.

Рисунок 10 — Нагрузочный режим однофазного трансформатора Это основной режим, при котором вторичный ток изменяется в пределах 0

(1)

Для поддержания неизменным магнитного потока при переходе от холостого хода трансформатора к нагрузке МДС I0W1 первичной обмотки увеличивается до такой величины I1W1, при которой компенсируется размагничивающее действие МДС вторичной обмотки I2W2. При этом закон Ома для магнитной цепи трансформатора в рабочем режиме записывается в виде:

(2)

Левые части соотношений одинаковы, поэтому справедливо равенство:

(3)

которое называют уравнением равновесия МДС трансформатора.

Из последнего равенства получают уравнения равновесия токов, которые записывают в виде:

(4)

Или

(5)

При нагрузках, близких к номинальной, током холостого хода иногда пренебрегают и второе уравнение упрощается:

(6)

откуда следует соотношение:

(7)

Таким образом, соотношение токов при нагрузках, близких к номинальной, определяется соотношением числа витков, причем оно обратно пропорционально коэффициенту трансформации. Поэтому для номинального режима можно записать приближенное равенство:

(8)

из которого следует, что полная мощность, потребляемая трансформатором из сети, примерно равна полной мощности, отдаваемой потребителю.

Схема замещения первичной обмотки при переходе от режима холостого хода к нагрузке не изменяется, однако первичный ток увеличивается до значения I1 (рисунок 11, а), что должно найти отражение в уравнении равновесия ЭДС первичной обмотки при нагрузке:

(9)

Ток вторичной обмотки подобно току первичной обмотки создает магнитный поток рассеяния Фрс2, действие которого учитывается или величиной ЭДС самоиндукции Ерс2, или уравновешивающим ее падением напряжения I2x2, на индуктивном сопротивлении рассеяния:

(10)

где L2 — индуктивность рассеяния вторичной обмотки.

Рисунок 11 — Схемы замещения первичной (а) и вторичной (б) обмоток трансформатора при нагрузке Электрическая схема замещения вторичной обмотки показана на рисунке 11, б, на которой r2 — её активное сопротивление, а полное сопротивление нагрузки:

(11)

Уравнение электрического равновесия вторичной обмотки при нагрузке имеет вид:

(12)

Это уравнение источника электрической энергии, что и представляет собой трансформатор по отношению к нагрузке. Как видно, при работе под нагрузкой напряжение на нагрузке отличается от ЭДС Е2 на величину падения напряжения на внутренних сопротивлениях вторичной обмотки. Следует отметить, что соотношение между ЭДС Е2 и напряжением U2 зависит также от характера нагрузки, о чем будет сказано ниже.

Векторные диаграммы первичной и вторичной обмоток являются графическим решением уравнений:

(13)

(14)

(15)

(16)

Для вторичной обмотки (рисунок 12, б) сдвиг по фазе между током I2 и напряжением U2, (угол ц2) определяется соотношением параметров нагрузки:

(17)

а угол ш2 — соотношением реактивных и активных сопротивлений вторичной обмотки и нагрузки, т. е.

(18)

Рисунок 12 — Векторные диаграммы первичной (а) и вторичной (б) обмоток трансформатора На рисунке 12 векторные диаграммы изображены для случая активно-индуктивной нагрузки. На векторной диаграмме первичной обмотки (рисунок 12, а) вектор тока получают, пристраивая к вектору тока холостого хода вектор тока, измененный в отношении 1/к и повернутый на 180°, т. е. вектор

(19)

Построение вектора первичного напряжения U1 аналогично построению для режима холостого хода, однако, векторы падений напряжения

(20)

ориентируются по отношению к вектору тока .

Сдвиг по фазе между током I1 и напряжением U1 обозначают ц1. Угол ц1, определяет, как известно, при заданных значениях тока и напряжения, подводимую к трансформатору от сети активную P1 = U1I1cosц1 и реактивную Q1 = U1I1sinц1 мощности. Чем больше угол ц1, тем меньше активная и тем больше реактивная мощности.

Режим параллельной работы трансформаторов, при котором в работе находятся и рабочий и резервный трансформаторы. В таком режиме трансформаторы работают при возросшей нагрузке (для тяговых трансформаторов, например, пропуск тяжелого сверхдлинного состава).

Такое дробление трансформаторной мощности позволяет: отключать часть трансформаторов при уменьшении нагрузки, обеспечивать резервирование мощности при авариях и проведении профилактических ремонтов.

При эксплуатации параллельно включенных трансформаторов важно, чтобы нагрузка между ними распределялась пропорционально их номинальным мощностям. Схема включения на параллельную работу двух однофазных трансформаторов и их упрощенная схема замещения показаны на рисунке 13.

Рисунок — 13 Схема включения на параллельную работу однофазных трансформаторов (а) и их схема замещения (б) Как видно из схемы замещения по сопротивлению нагрузки протекает ток равный сумме токов первого и второго трансформаторов. Соответственно полная мощность, отдаваемая параллельно работающими трансформаторами в нагрузку

(21)

где полная мощность первого трансформатора, полная мощность второго трансформатора.

Для включения трансформаторов ТрI и ТрII на параллельную работу необходимо, чтобы в режиме холостого хода в их обмотках не возникали уравнительные токи, а при нагрузке не один из трансформаторов не перегружался.

Уравнительные токи протекая между обмотками параллельно работающих трансформаторов вызывают циркуляцию мощности от одного трансформатора к другому, следовательно неравномерную нагрузку трансформаторов, сопровождающуюся увеличением потерь мощности и нагрева:

(22)

где и ЭДС вторичных обмоток трансформаторов в режиме холостого хода (вторичные напряжения при холостом ходе).

Из (22) следует, что уравнительный ток отсутствует, если разность ЭДС вторичных обмоток не нагруженного трансформатора равна нулю. Равенство выполнимо, если ЭДС вторичных обмоток трансформатора одинаковы по величине и совпадают по фазе, т. е. имеют одинаковое количество витков и принадлежат к одной группе соединения обмоток.