Для чего нужен трансформатор собственных нужд(ТСН)
На электростанциях и подстанциях 35-220 кВ и более для питания электроэнергией вспомогательных приборов, агрегатов и прочих потребителей собственных нужд (с. н.) используют разветвленные системы электрических соединений. Они обеспечивают нормальное функционирование подстанций, гарантируя бесперебойное электроснабжение ответственных потребителей оперативным переменным, постоянным током. Обесточенные устройств С. Н. может привести к полному погашению подстанции, либо стать причиной развития серьезных проблем в будущем при её восстановлении, вводе в работу.
Что такое трансформатор собственных нужд, область применения
Трансформатором собственных нужд (ТСН) называют устройство, применяющийся для стабилизации установок, размещённых на электроподстанции, и для понижения характеристик напряжения с целью обеспечения функционирования оборудования на объекте.
ТСН используются для подачи напряжения для следующих потребителей электрических подстанций:
- электродвигателей систем охлаждения;
- обогревающих устройств включателей масляных систем, распределительных шкафов, включая периферическое оборудование;
- устройств, контролирующих состояние изоляции;
- осветительных, отопительных и прочих приборов и систем наружного и внутреннего действия;
- регуляторов силовых комплексов, находящихся под напряжением;
- зарядных агрегатов и ёмкостных аккумуляторов;
- систем подшипниковой смазки;
- водородных установок, применяющихся для собственных нужд;
- систем автоматики и компрессоров;
- вентилирующих устройств, водонагревателей.
В число наиболее ответственных элементов, питаемых указанными устройствами, входят аппараты управляющих систем, средства релейной защиты, сигнализации, телеметрии и автоматики. Данное оборудование определяет полноценное функционирование объектов. Даже кратковременный сбой грозит частичным или полным прекращением передачи электрической энергии по ЛЭП.
СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИЙ
Состав потребителей СН подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей СН на подстанциях, выполненных по упрощенным схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства. Это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов QR и QN, шкафов КРУН, а также освещение подстанции.
На подстанциях с выключателями ВН дополнительными потребителями являются компрессорные установки (для выключателей ВНВ, ВВБ), а при оперативном постоянном токе – зарядный и подзарядный агрегаты. При установке синхронных компенсаторов необходимы механизмы смазки их подшипников, насосы системы охлаждения GC.
Наиболее ответственными потребителями СН подстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов и GC, аварийное освещение, системы пожаротушения, электроприемники компрессорной.
Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учетом коэффициентов загрузки и одновременности, при этом отдельно учитываются летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции.
В учебном проектировании можно по ориентировочным данным определить основные нагрузки СН подстанции Руст, кВт. Приняв для двигательной нагрузки cos j = 0,85, определяют Qуст и расчетную нагрузку:
где kс – коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчетах можно принять kc = 0,8.
Мощность трансформаторов СН на подстанции без постоянного дежурства и при одном трансформаторе СН
при двух трансформаторах СН на подстанции с постоянным дежурством
где Кп – коэффициент допустимой аварийной перегрузки, его можно принять равным 1,4;
если число трансформаторов СН больше двух, то
Предельная мощность каждого трансформатора СН должна быть не более 630 кВА. При технико-экономическом обосновании допускается применение трансформаторов 1000 кВА при uк = 8 %.
Два трансформатора СН устанавливают на всех двухтрансформаторных подстанциях 35 – 750 кВ.
Один трансформатор СН устанавливают на однотрансформаторных подстанциях 35 – 220 кВ с постоянным оперативным током, без синхронных компенсаторов и воздушных выключателей с силовыми трансформаторами ТМ. В этом случае предусматривается складской резерв в энергосистеме.
Если на однотрансформаторной подстанции установлен синхронный компенсатор, воздушные выключатели или трансформатор с системой охлаждения Д и ДЦ, то предусматриваются два трансформатора СН, один из которых присоединяется к местной сети 6 – 35 кВ.
Для питания оперативных цепей подстанций может применяться переменный и постоянный ток.
На подстанциях с оперативным переменным током трансформаторы СН Т1, Т2 присоединяются отпайкой к вводу главных трансформаторов (рис. 4.3,а). Это необходимо для возможности управления выключателями 6 – 10 кВ при полной потере напряжения на шинах 6 – 10 кВ.
Шины 0,4 кВ секционируются. Питание оперативных цепей переменного тока осуществляются от шин СН через стабилизаторы TS с напряжением на выходе 220 кВ.
На подстанциях с оперативным постоянным током трансформаторы СН Т1, Т2 присоединяются к шинам 6 – 35 кВ (рис. 4.3,б). Если отсутствует РУ 6 – 35 кВ, то трансформаторы СН присоединяются к обмотке НН основных трансформаторов.
Вне зависимости от системы оперативного тока целесообразно присоединять ТСН к независимому источнику, например к линии 6 – 35 кВ от соседней подстанции.
При расчете мощности ТСН для подстанции в курсовом и дипломном проектировании можно воспользоваться нижеприведенными данными.
Таблица 4.1
Установленная мощность устройств охлаждения трансформаторов
| Тип трансформатора | Установленная мощность двигателей системы охлаждения, кВт | Тип трансформатора | Установленная мощность двигателей системы охлаждения, кВт |
| ТД-10000/35 | 1,5 | ТРДН-32000/220 | |
| ТД-16000/35 | ТРДН-40000/220 | ||
| ТДНС-10000/35 | 1,5 | ТРДН-63000/220 | 5,5 |
| ТДНС-16000/35 | ТРДЦН-63000/220 | 29,6 | |
| ТРДНС-25000/10; 35 | 2,5 | ТРДЦН-100000/220 | 29,6 |
| ТРДНС-32000/15; 35 | ТРДЦН-160000/220 | 44,4 | |
| ТРДНС-40000/20; 35 | ТРДНС-40000/330 | ||
| ТРДНС-63000/35 | ТРДЦН-63000/330 | 22,2 | |
| ТДТН-10000/35 | 1,5 | ТДТН-25000/220 | |
| ТДТН-16000/35 | 2,5 | ТДТН-40000/220 | 4,5 |
| ТДН-10000/110 | АТДЦТН-63000/220/110 | 22,2 | |
| ТДТН-10000/110 | АТДЦТН-125000/220/110 | 29,6 | |
| ТДН-16000/110 | 1,5 | АТДЦТН-200000/220/110 | 44,4 |
| ТДТН-16000/110 | АТДЦТН-250000/220/110 | 51,8 | |
| ТДН-25000/110 | 2,5 | АТДЦТН-125000/330/110 | |
| ТРДН-25000/110 | 2,5 | АТДЦТН-200000/330/110 | 44,4 |
| ТДТН-25000/110 | 2,5 | АТДЦТН-250000/330/150 | 51,8 |
| ТДН-40000/110 | АТДЦН-400000/330/150* | 59,2 | |
| ТРДН-40000/110 | АОДЦТН-133000/330/220 | ||
| ТДТН-40000/110 | 3,5 | АТДЦТН-250000/500/110* | 44,4 |
| ТДН-63000/110 | АТДЦН-500000/500/220* | ||
| ТРДН-63000/110 | АОДЦТН-167000/500/220 | 29,6 | |
| ТДТН-63000/110 | 4,5 | АОДЦТН-267000/500/220* | 44,4 |
| ТДН-80000/110 | АОДЦТН-167000/500/330 | 29,6 | |
| ТРДН-80000/110 | АОДЦТН-267000/750/220* | 92,4 | |
| ТДТН-80000/110 | 7,5 | АОДЦТН-333000/750/330* | |
| ТДЦТН-80000/110 | 29,6 | АОДЦТН-417000750/500* | |
| ТРДЦН-125000/110 | 29,6 |
Потребители собственных нужд подстанций
| Вид потребителя | Мощность на единицу, кВт |
| Подогрев выключателей и приводов (на три полюса): МКП-35 С-35-630-10 С-35-3200-50 МКР-110 У-110-2000-50 ВВБ-110 ВВБ-220 У-220-2000-40 У-220-3200-40 ВВБ-330 | 4,4 2,8 4,4 15,8 11,3 1,8 3,6 54,8 42,9 4,6 |
| Подогрев шкафов КРУН и КРУ-10 | |
| Подогрев приводов разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, шкафа зажимов | 0,6 |
| Подогрев релейного шкафа | |
| Отопление, освещение, вентиляция: ОПУ ЗРУ 6-10 кВ ЗРУ, совмещенного с ОПУ Здание разъездного персонала | 60-110 5-7 20-30 5,5 |
| Вспомогательное оборудование синхронных компенсаторов: КСВ-37500 КСВ-50000 КСВ-100000 | |
| Освещение ОРУ 110, 220 кВ при: nяч £ 3 nяч > 3 | 5-10 |
| Компрессорная (на один агрегат): электродвигатели отопление, освещение | 20-40 15-30 |
| Маслохозяйство | 75-400 |
| Подзарядно-зарядный агрегат ВАЗП | 2х23 |
Принцип действия
Принцип действия трансформаторов собственных нужд сходен с остальными разновидностями данных устройств. ТСН состоит из первичной и вторичной обмоток, магнитопровода.
Ток подаётся на первичную обмотку, на выходе, благодаря магнитному потоку, характеристики преобразуются, с получением параметров, зависящих от разницы количества витков на входе и выходе.
Принцип работы трансформатора
В зависимости от назначения прибора, чаще всего на выходе выполнено несколько обмоток с разными характеристиками для возможности одновременного подключения нескольких потребителей.
Также читайте: Технические характеристики кабеля – ШВВП
Особенности
Сумма мощностей обслуживающего оборудования подстанции невелика. Поэтому подобные агрегаты подсоединяются с низкой стороны к понижающему трансформатору. Количество представленного оборудования зависит от особенностей подстанции. Если здесь установлено два основных трансформатора, потребуется применять в таких условиях 2 ТСН. Нужда в необходимом количестве, мощности определяется в соответствии с нагрузкой подстанции, включая возможные перегрузки.
Если на подобной подстанции имеется множество единиц ответственных приборов, устанавливается сразу 3 ТСН. Каждым трансформатором в совокупности обеспечивается стабильная работа объекта. Чаще для таких условий эксплуатации применяется оборудование 10/0,4 кВ. Их граничная мощность может составлять до 1600 кВа.
Выбор ТСН
Мощность рабочих ТСН определяется по перетокам мощности на собственные нужды.
Пример перетоков мощности
Условия выбора рабочего ТСН:
- Uвн ≥ Uуст
- Uнн ≥ Uуст,
- Sнт ≥ Sрасч(на схема 9,1, т.е. нужно выбрать тсн мощность больше 9,1 МВА).
Выбор ТСН для подстанции:
Пример выбора трансформатора связи для ТЭЦ
Подробнее про выбор ТСН можете найти в учебнике со страницы 367(нужно немного подождать до полной загрузки книги):Открыть книгу
Расчет мощности
Мощность ТСН, которые будут применяться на подстанции, можно рассчитать по определенной формуле. При этом учитывают тип обслуживания объекта. В первой ситуации расчет производится для подстанции, где не предусмотрено постоянное дежурство персонала. Если применяется один ТСН, мощность трансформатора должна быть следующей:
Мт ≥ Мрасч
При установке двух ТСН на объекте с круглосуточным дежурством в делитель добавляется величина Кап – коэффициент максимально допустимой аварийной перегрузки. Обычно он составляет 1,4. Формула с таким делителем будет иметь вид:
Мт ≥ Мрасч/Кап
На подстанции может применяться более двух ТСН. В этом случае делителем будет величина предельной аварийной нагрузки – П. В этом случае расчет будет таким:
Мт ≥ Мрасч/П
Представленным действием становится возможным установить требуемую мощность агрегатов. Приведенными выше делителями становится возможным вычислить потребность объекта в трансформаторных установках. Мощность каждого из ТСН не должна превышать 630 кВА.
Виды защит ТСН
Безопасность эксплуатации трансформаторов собственных нужд обеспечивается использованием следующих видов защиты:
- токовой отсечки – отключающей устройство при превышении параметров электротока в случае короткого замыкания;
- максимальной токовой защитой, рассчитанной на временной диапазон действия – включается при возникновении короткого замыкания внутри самого прибора;
- противоперегрузочной – срабатывающей в ситуации, когда нагрузка превышает допустимую.
При правильном выборе и подключении ТСН, регулярных проверках и осмотрах, обеспечивается эксплуатация оборудования электроподстанции.
Эксплуатация трансформаторов
Эксплуатация ТСН отличается следующими особенностями, учитываемыми изначально при проектировании агрегатов:
- прибор не может применяться для подачи напряжения сторонним потребителям;
- подача напряжения на два трансформатора осуществляется раздельно;
- при эксплуатации устройства со стороны подачи напряжения должно быть разделение с автоматическим вводом резерва;
- предусмотрены параметры по напряжению в пределах 220 или 380 В, с заземлённой нейтралью;
- для оперативного электротока ТСН используются стабилизирующие устройства напряжением 220 В.
Чтобы повысить надёжность подачи энергии, для подключения трансформаторов используют изолированную или заземлённую нейтраль. При подключении заземлённой применяется катушка индуктивности, компенсирующая токовые характеристики в случае замыкания одного из фазных проводов на землю.
Также читайте: Технические характеристики кабеля — МКЭШ
Должны регулярно проводиться осмотры ТСН техническим персоналом и ответственными лицами, с контролем:
- уровня масла в расширительном баке;
- температуры агрегата – о перегреве может свидетельствовать подтаявший снег вокруг устройства в зимнее время года, летом указанный показатель проверяется с использованием тепловизора;
- состояния шин;
- герметичности масляной системы.
Зимой масло в расширительном баке не должно нагреваться выше 45°С.
Схемы подключения
При введении в эксплуатацию, подключении оборудования, применяются жесткие нормы и требования. Такой подход повышает надежность оборудования, препятствует нарушению изоляции трансформаторов вследствие перегрева.
Сеть с напряжением 6-10 кВ требует применения нейтрали. Она может быть покрыта изоляцией или заземляется через катушку, гасящую дугу. Линии электропередач имеют большую протяженность, характеризуются высокими емкостными показателями. Кабель выступает в роли конденсатора. При появлении в линии однофазного замыкания в месте повреждения определяется ток на землю в количестве сотен ампер. Изоляция здесь быстро разрушается. Это приводит к появлению двух- и трехфазного замыкания. Поэтому сети с емкостным кабелем при возникновении аварийной ситуации полностью прекращают снабжение электричеством потребителей.
Для чего нужен трансформатор собственных нужд(ТСН)
На электростанциях и подстанциях 35-220 кВ и более для питания электроэнергией вспомогательных приборов, агрегатов и прочих потребителей собственных нужд (с. н.) используют разветвленные системы электрических соединений. Они обеспечивают нормальное функционирование подстанций, гарантируя бесперебойное электроснабжение ответственных потребителей оперативным переменным, постоянным током. Обесточенные устройств С. Н. может привести к полному погашению подстанции, либо стать причиной развития серьезных проблем в будущем при её восстановлении, вводе в работу.
Что такое трансформатор собственных нужд, область применения
Трансформатором собственных нужд (ТСН) называют устройство, применяющийся для стабилизации установок, размещённых на электроподстанции, и для понижения характеристик напряжения с целью обеспечения функционирования оборудования на объекте.
ТСН используются для подачи напряжения для следующих потребителей электрических подстанций:
- электродвигателей систем охлаждения;
- обогревающих устройств включателей масляных систем, распределительных шкафов, включая периферическое оборудование;
- устройств, контролирующих состояние изоляции;
- осветительных, отопительных и прочих приборов и систем наружного и внутреннего действия;
- регуляторов силовых комплексов, находящихся под напряжением;
- зарядных агрегатов и ёмкостных аккумуляторов;
- систем подшипниковой смазки;
- водородных установок, применяющихся для собственных нужд;
- систем автоматики и компрессоров;
- вентилирующих устройств, водонагревателей.
В число наиболее ответственных элементов, питаемых указанными устройствами, входят аппараты управляющих систем, средства релейной защиты, сигнализации, телеметрии и автоматики. Данное оборудование определяет полноценное функционирование объектов. Даже кратковременный сбой грозит частичным или полным прекращением передачи электрической энергии по ЛЭП.
Список литературы
- Герасименко А. А., Федин В. Т. «Передача и распределение электрической энергии». — Красноярск. — Издательские проекты. — 2006. — 720 с.
- «ТСН (трансформатор собственных нужд ка средств жизнеобеспечения электроустановки». [Электронный ресурс]. Дата обращения 28.01.2021).
- «Приемники собственных нужд ПС». [Электронный ресурс]. Дата обращения 28.01.2021.
- Фишман В. С., Федоровская А. И. «Силовые трансформаторы 6(10)/0,4 кВ. Особенности применения различных схем соединения обмоток» [Электронный ресурс]. Дата обращения 28.01.2021.
- Фишман В. С. «Система питания собственных нужд подстанций 110-220 кВ. Ошибочные и нерациональные решения, дискуссионные вопросы». [Электронный ресурс]. Дата обращения 28.01.2021.
Автор: кандидат технических наук, независимый эксперт Юрий Михайлович Савинцев
Принцип действия
Принцип действия трансформаторов собственных нужд сходен с остальными разновидностями данных устройств. ТСН состоит из первичной и вторичной обмоток, магнитопровода.
Ток подаётся на первичную обмотку, на выходе, благодаря магнитному потоку, характеристики преобразуются, с получением параметров, зависящих от разницы количества витков на входе и выходе.
Принцип работы трансформатора
В зависимости от назначения прибора, чаще всего на выходе выполнено несколько обмоток с разными характеристиками для возможности одновременного подключения нескольких потребителей.
Также читайте: Самонесущий изолированный провод — СИП кабель
СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИЙ
Состав потребителей СН подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей СН на подстанциях, выполненных по упрощенным схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства. Это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов QR и QN, шкафов КРУН, а также освещение подстанции.
На подстанциях с выключателями ВН дополнительными потребителями являются компрессорные установки (для выключателей ВНВ, ВВБ), а при оперативном постоянном токе – зарядный и подзарядный агрегаты. При установке синхронных компенсаторов необходимы механизмы смазки их подшипников, насосы системы охлаждения GC.
Наиболее ответственными потребителями СН подстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов и GC, аварийное освещение, системы пожаротушения, электроприемники компрессорной.
Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учетом коэффициентов загрузки и одновременности, при этом отдельно учитываются летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции.
В учебном проектировании можно по ориентировочным данным определить основные нагрузки СН подстанции Руст, кВт. Приняв для двигательной нагрузки cos j = 0,85, определяют Qуст и расчетную нагрузку:
где kс – коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчетах можно принять kc = 0,8.
Мощность трансформаторов СН на подстанции без постоянного дежурства и при одном трансформаторе СН
при двух трансформаторах СН на подстанции с постоянным дежурством
где Кп – коэффициент допустимой аварийной перегрузки, его можно принять равным 1,4;
если число трансформаторов СН больше двух, то
Предельная мощность каждого трансформатора СН должна быть не более 630 кВА. При технико-экономическом обосновании допускается применение трансформаторов 1000 кВА при uк = 8 %.
Два трансформатора СН устанавливают на всех двухтрансформаторных подстанциях 35 – 750 кВ.
Один трансформатор СН устанавливают на однотрансформаторных подстанциях 35 – 220 кВ с постоянным оперативным током, без синхронных компенсаторов и воздушных выключателей с силовыми трансформаторами ТМ. В этом случае предусматривается складской резерв в энергосистеме.
Если на однотрансформаторной подстанции установлен синхронный компенсатор, воздушные выключатели или трансформатор с системой охлаждения Д и ДЦ, то предусматриваются два трансформатора СН, один из которых присоединяется к местной сети 6 – 35 кВ.
Для питания оперативных цепей подстанций может применяться переменный и постоянный ток.
На подстанциях с оперативным переменным током трансформаторы СН Т1, Т2 присоединяются отпайкой к вводу главных трансформаторов (рис. 4.3,а). Это необходимо для возможности управления выключателями 6 – 10 кВ при полной потере напряжения на шинах 6 – 10 кВ.
Шины 0,4 кВ секционируются. Питание оперативных цепей переменного тока осуществляются от шин СН через стабилизаторы TS с напряжением на выходе 220 кВ.
На подстанциях с оперативным постоянным током трансформаторы СН Т1, Т2 присоединяются к шинам 6 – 35 кВ (рис. 4.3,б). Если отсутствует РУ 6 – 35 кВ, то трансформаторы СН присоединяются к обмотке НН основных трансформаторов.
Вне зависимости от системы оперативного тока целесообразно присоединять ТСН к независимому источнику, например к линии 6 – 35 кВ от соседней подстанции.
При расчете мощности ТСН для подстанции в курсовом и дипломном проектировании можно воспользоваться нижеприведенными данными.
Таблица 4.1
Установленная мощность устройств охлаждения трансформаторов
| Тип трансформатора | Установленная мощность двигателей системы охлаждения, кВт | Тип трансформатора | Установленная мощность двигателей системы охлаждения, кВт |
| ТД-10000/35 | 1,5 | ТРДН-32000/220 | |
| ТД-16000/35 | ТРДН-40000/220 | ||
| ТДНС-10000/35 | 1,5 | ТРДН-63000/220 | 5,5 |
| ТДНС-16000/35 | ТРДЦН-63000/220 | 29,6 | |
| ТРДНС-25000/10; 35 | 2,5 | ТРДЦН-100000/220 | 29,6 |
| ТРДНС-32000/15; 35 | ТРДЦН-160000/220 | 44,4 | |
| ТРДНС-40000/20; 35 | ТРДНС-40000/330 | ||
| ТРДНС-63000/35 | ТРДЦН-63000/330 | 22,2 | |
| ТДТН-10000/35 | 1,5 | ТДТН-25000/220 | |
| ТДТН-16000/35 | 2,5 | ТДТН-40000/220 | 4,5 |
| ТДН-10000/110 | АТДЦТН-63000/220/110 | 22,2 | |
| ТДТН-10000/110 | АТДЦТН-125000/220/110 | 29,6 | |
| ТДН-16000/110 | 1,5 | АТДЦТН-200000/220/110 | 44,4 |
| ТДТН-16000/110 | АТДЦТН-250000/220/110 | 51,8 | |
| ТДН-25000/110 | 2,5 | АТДЦТН-125000/330/110 | |
| ТРДН-25000/110 | 2,5 | АТДЦТН-200000/330/110 | 44,4 |
| ТДТН-25000/110 | 2,5 | АТДЦТН-250000/330/150 | 51,8 |
| ТДН-40000/110 | АТДЦН-400000/330/150* | 59,2 | |
| ТРДН-40000/110 | АОДЦТН-133000/330/220 | ||
| ТДТН-40000/110 | 3,5 | АТДЦТН-250000/500/110* | 44,4 |
| ТДН-63000/110 | АТДЦН-500000/500/220* | ||
| ТРДН-63000/110 | АОДЦТН-167000/500/220 | 29,6 | |
| ТДТН-63000/110 | 4,5 | АОДЦТН-267000/500/220* | 44,4 |
| ТДН-80000/110 | АОДЦТН-167000/500/330 | 29,6 | |
| ТРДН-80000/110 | АОДЦТН-267000/750/220* | 92,4 | |
| ТДТН-80000/110 | 7,5 | АОДЦТН-333000/750/330* | |
| ТДЦТН-80000/110 | 29,6 | АОДЦТН-417000750/500* | |
| ТРДЦН-125000/110 | 29,6 |
Потребители собственных нужд подстанций
| Вид потребителя | Мощность на единицу, кВт |
| Подогрев выключателей и приводов (на три полюса): МКП-35 С-35-630-10 С-35-3200-50 МКР-110 У-110-2000-50 ВВБ-110 ВВБ-220 У-220-2000-40 У-220-3200-40 ВВБ-330 | 4,4 2,8 4,4 15,8 11,3 1,8 3,6 54,8 42,9 4,6 |
| Подогрев шкафов КРУН и КРУ-10 | |
| Подогрев приводов разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, шкафа зажимов | 0,6 |
| Подогрев релейного шкафа | |
| Отопление, освещение, вентиляция: ОПУ ЗРУ 6-10 кВ ЗРУ, совмещенного с ОПУ Здание разъездного персонала | 60-110 5-7 20-30 5,5 |
| Вспомогательное оборудование синхронных компенсаторов: КСВ-37500 КСВ-50000 КСВ-100000 | |
| Освещение ОРУ 110, 220 кВ при: nяч £ 3 nяч > 3 | 5-10 |
| Компрессорная (на один агрегат): электродвигатели отопление, освещение | 20-40 15-30 |
| Маслохозяйство | 75-400 |
| Подзарядно-зарядный агрегат ВАЗП | 2х23 |
Выбор ТСН
Мощность рабочих ТСН определяется по перетокам мощности на собственные нужды.
Пример перетоков мощности
Условия выбора рабочего ТСН:
- Uвн ≥ Uуст
- Uнн ≥ Uуст,
- Sнт ≥ Sрасч(на схема 9,1, т.е. нужно выбрать тсн мощность больше 9,1 МВА).
Выбор ТСН для подстанции:
Пример выбора трансформатора связи для ТЭЦ
Подробнее про выбор ТСН можете найти в учебнике со страницы 367(нужно немного подождать до полной загрузки книги):Открыть книгу
Особенности выбора количества мощности ТСН
Трансформаторные подстанции 35-750 кВ являются двухтрансформаторными, и для обеспечения высокой надежности электроснабжения должны иметь два ТСН. Мощности потребителей собственных нужд ПС различных мощностей с различными силовыми трансформаторами были приведены выше.
Ориентировочно, нагрузку ТСН можно рассчитать по формуле:
- Активная и реактивные мощности СН Руст и Qуст известны
- kc — коэффициент одновременности нагрузки (равен 0,8)
При этом коэффициент загрузки должен быть менее 0,7, чтобы можно было подключать дополнительных потребителей. Также необходимо учитывать время года. Поэтому расчетная нагрузка принимается по зимнему времени года. Также необходимо учитывать перегрузку ТСН в аварийном режиме. Коэффициент перегрузки равен 1,4. Мощность трансформатора собственных нужд должна перекрывать всех потребителей СН. Но, как правило, она не может превышать 630 кВА.
Виды защит ТСН
Безопасность эксплуатации трансформаторов собственных нужд обеспечивается использованием следующих видов защиты:
- токовой отсечки – отключающей устройство при превышении параметров электротока в случае короткого замыкания;
- максимальной токовой защитой, рассчитанной на временной диапазон действия – включается при возникновении короткого замыкания внутри самого прибора;
- противоперегрузочной – срабатывающей в ситуации, когда нагрузка превышает допустимую.
При правильном выборе и подключении ТСН, регулярных проверках и осмотрах, обеспечивается эксплуатация оборудования электроподстанции.
Конструктивные особенности ТСН
Для электропитания СН в КРУ применяются сухие трансформаторы. Это обеспечивает более простое обслуживание. В случае КРУН выбирают масляные трансформаторы, так как в случае категории размещения 1 ГОСТ запрещает использовать сухие трансформаторы. ТСН, как правило, имеют небольшие мощности. Но при мощности ТСН более 63 кВА, он размещается вне ячейки КРУ.
Особое значение для трансформаторов собственных нужд имеет схема соединения обмоток. Подробно этот вопрос рассматривается в статьях [4, 5]. На конкретных расчетах показано, что схема соединения обмоток Y/Yн-0 совершенно не обеспечивает защиту трансформатора. Кроме того, при однофазном коротком замыкании фазные напряжения в неповрежденных фазах могут повышаться в 1,5-1,6 раза, что неизбежно приведет к выходу из строя аппаратуры потребителей из-за перенапряжения.
Эксплуатация трансформаторов
Эксплуатация ТСН отличается следующими особенностями, учитываемыми изначально при проектировании агрегатов:
- прибор не может применяться для подачи напряжения сторонним потребителям;
- подача напряжения на два трансформатора осуществляется раздельно;
- при эксплуатации устройства со стороны подачи напряжения должно быть разделение с автоматическим вводом резерва;
- предусмотрены параметры по напряжению в пределах 220 или 380 В, с заземлённой нейтралью;
- для оперативного электротока ТСН используются стабилизирующие устройства напряжением 220 В.
Чтобы повысить надёжность подачи энергии, для подключения трансформаторов используют изолированную или заземлённую нейтраль. При подключении заземлённой применяется катушка индуктивности, компенсирующая токовые характеристики в случае замыкания одного из фазных проводов на землю.
Также читайте: Технические характеристики кабеля – АВБбШв
Должны регулярно проводиться осмотры ТСН техническим персоналом и ответственными лицами, с контролем:
Трансформаторы собственных нужд: требования, особенности
Что такое трансформатор собственных нужд, область применения
Трансформатором собственных нужд (ТСН) называют устройство, применяющийся для стабилизации установок, размещённых на электроподстанции, и для понижения характеристик напряжения с целью обеспечения функционирования оборудования на объекте.
ТСН используются для подачи напряжения для следующих потребителей электрических подстанций:
- электродвигателей систем охлаждения;
- обогревающих устройств включателей масляных систем, распределительных шкафов, включая периферическое оборудование;
- устройств, контролирующих состояние изоляции;
- осветительных, отопительных и прочих приборов и систем наружного и внутреннего действия;
- регуляторов силовых комплексов, находящихся под напряжением;
- зарядных агрегатов и ёмкостных аккумуляторов;
- систем подшипниковой смазки;
- водородных установок, применяющихся для собственных нужд;
- систем автоматики и компрессоров;
- вентилирующих устройств, водонагревателей.
В число наиболее ответственных элементов, питаемых указанными устройствами, входят аппараты управляющих систем, средства релейной защиты, сигнализации, телеметрии и автоматики. Данное оборудование определяет полноценное функционирование объектов. Даже кратковременный сбой грозит частичным или полным прекращением передачи электрической энергии по ЛЭП.
Трансформаторы собственных нужд
Назначение:
На электрических подстанциях 35–220 кВ и выше для электропитания вспомогательных механизмов, агрегатов и других потребителей собственных нужд (с. н.) предусматриваются трансформаторы собственных нужд (ТСН) со вторичным напряжением 380/220В, которые получают электроэнергию от сборных шин РУ–6(10) кВ.
Основные потребители собственных нужд:
• оперативные цепи переменного и выпрямленного тока,
• система охлаждения трансформаторов (автотрансформаторов),
• устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН),
• система охлаждения и смазки подшипников синхронных компенсаторов (СК),
• зарядные и подзарядные агрегаты аккумуляторных батарей,
• освещение (аварийное, внутреннее, наружное, охранное),
• устройства связи и телемеханики,
• устройства системы управления, релейной защиты, сигнализации, автоматики и телемеханики.
• насосные установки (пожаротушения, хозяйственные, технического водоснабжения),
• компрессорные установки и их автоматика для воздушных выключателей и других целей,
• устройства электроподогрева помещений аккумуляторных батарей, выключателей, разъединителей и их приводов, ресиверов, КРУН, различных шкафов наружной установки,
• бойлерная, дистилляторы, вентиляция и др.
Схемы электрических соединений:
При выборе схем электрических соединений собственных нужд подстанций предусматриваются меры, повышающие их надежность: установка на подстанции не менее двух трансформаторов собственных нужд (обычно не больше 560 или 630 кВ·А), секционирование шин собственных нужд. Применение автоматического ввода резерва (АВР) на секционном выключателе, резервирование со стороны высшего напряжения (с. н.) и др.
На рис. 1. показаны схемы собственных нужд подстанций, применяемые в зависимости от вида оперативного тока. Оперативный ток используется для питания цепей сигнализации, защиты, управления и автоматики. Применяют три вида оперативного тока: переменный — на подстанциях с упрощенными схемами, выпрямленный и постоянный — на станциях и подстанциях, имеющих стационарные аккумуляторные установки. При переменном и выпрямленном токе рекомендуется схема (рис. 1, а), согласно которой предусматривается непосредственное подключение трансформаторов собственных нужд к обмоткам низшего напряжения главных трансформаторов (автотрансформаторов).
Рис. 1. Схемы присоединения собственных нужд при наличии на подстанциях: а – переменного и выпрямленного оперативного тока, б – постоянного оперативного тока
Такое подключение обеспечивает питание сети оперативного тока и производство операций выключателями при отключении шин 6–10 кВ. При постоянном оперативном токе наибольшее распространение имеет схема, показанная на рис. 1, б, когда трансформаторы с. н. непосредственно подключаются к шинам 6– 10 кВ.
На рис. 2. показана схема для подстанции 220 кВ с тремя трансформаторами собственных нужд, из которых один является резервным, имеющим независимое питание от соседней подстанции.
Рис. 2. Упрощенная схема собственных нужд подстанции 220 кВ
На подстанциях 110 кВ и мощных подстанциях 35 кВ нормально устанавливают два трансформатора собственных нужд, присоединяя их к шинам вторичного напряжения 6–10 кВ подстанции. На рисунке 3 показано присоединение рабочего (резервного) трансформаторов собственных нужд, из которых один нормально находится в работе.
Рис. 3. Схема подключения ТСН через один разъединитель
Мощность, потребляемая на собственные нужды подстанций, обычно не превышает 50 – 200 кВт. Наиболее ответственными механизмами собственных нужд подстанций на переменном токе являются вентиляторы искусственного охлаждения мощных трансформаторов. Все остальные ответственные потребители собственных нужд подстанции постоянно питаются от аккумуляторных батарей или резервируются от них. На подстанциях с установленными электромагнитными приводами на стороне высшего напряжения и при отсутствии аккумуляторной батареи устанавливается трансформатор на питающей линии (рис.4).
Рис. 4. Подстанция с одним трансформатором СН.
На сравнительно небольших понижающих подстанциях 35 кВ с вторичным напряжением 6 – 10 кВ для питания собственных нужд устанавливают, один трансформатор с вторичным напряжением 380/220. В случае необходимости резервирование питания может осуществляться от ближайшей городской или заводской сети, с напряжением которой и должно быть согласовано вторичное напряжение трансформатора собственных нужд.
Основные типы трансформаторов собственных нужд:
Принцип действия
Принцип действия трансформаторов собственных нужд сходен с остальными разновидностями данных устройств. ТСН состоит из первичной и вторичной обмоток, магнитопровода.
Ток подаётся на первичную обмотку, на выходе, благодаря магнитному потоку, характеристики преобразуются, с получением параметров, зависящих от разницы количества витков на входе и выходе.
Принцип работы трансформатора
В зависимости от назначения прибора, чаще всего на выходе выполнено несколько обмоток с разными характеристиками для возможности одновременного подключения нескольких потребителей.
Также читайте: Технические характеристики кабеля – ШВВП
Выбор ТСН
Мощность рабочих ТСН определяется по перетокам мощности на собственные нужды.
Пример перетоков мощности
Условия выбора рабочего ТСН:
- Uвн ≥ Uуст
- Uнн ≥ Uуст,
- Sнт ≥ Sрасч(на схема 9,1, т.е. нужно выбрать тсн мощность больше 9,1 МВА).
Выбор ТСН для подстанции:
Пример выбора трансформатора связи для ТЭЦ
Подробнее про выбор ТСН можете найти в учебнике со страницы 367(нужно немного подождать до полной загрузки книги):Открыть книгу
Схемы собственных нужд электростанций
Схемы собственных нужд электростанций различного типа имеют общие черты. Потребители единичной мощностью выше 200 кВт работают на напряжении 6,3 кВ. Потребители единичной мощностью ниже 200 кВт работают на напряжении 0,4 кВ. Секции и выключатели напряжением 6,3 кВ конструктивно скомпонованы в виде комплектного распределительного устройства. Секции и автоматические выключатели 0,4 кВ собраны в низковольтное комплектное устройство (НКУ). От секций КРУ и НКУ отходят многочисленные кабельные линии к электродвигателям и прочим устройствам.
В нормальном режиме потребители СН 6,3 кВ питаются от рабочих трансформаторов собственных нужд (ТСН), подключенных отпайкой к генераторному токопроводу соответствующего генератора напряжением 10,5-24 кВ. В том случае, когда напряжение генератора составляет 6,3 кВ, то есть равно напряжению на секциях СН первой ступени, вместо трансформатора применяют токоограничивающий реактор. Рабочий ТСН или рабочий токоограничивающий реактор СН подключаются между генераторным выключателем и блочным повышающим трансформатором. Такое подключение даёт возможность запитать собственные нужды от энергосистемы при отключенном генераторе. Исключение составляют агрегатные собственные нужды ГЭС и ГАЭС (где отпайка к СН расположена между генераторным выключателем и генератором), а также собственные нужды АЭС с присоединением двух генераторов к одному блочному трансформатору (где отпайка к СН расположена между двумя генераторными выключателями – например, реактор РБМК-1000).
При нарушении питания от ТСН происходит автоматическое переключение на резервный трансформатор собственных нужд (РТСН), подключенный к одному из РУ повышенного напряжения (110, 220 или 330 кВ). Гораздо реже РТСН подключают к третичной обмотке автотрансформатора связи. Таким образом, резервирование на напряжении 6,3 кВ – явное, то есть имеется специально предусмотренный РТСН, который в нормальном режиме работает на холостом ходу. Электроэнергия поступает к секциям СН от РТСН по специальной магистрали резервного питания (МРП). Мощность РТСН, как правило, либо равна мощности ТСН, либо на одну ступень превышает мощность ТСН. Это сделано для того, чтобы обеспечить уверенный самозапуск агрегатов собственных нужд при исчезновении питания рабочего ТСН.
Трансформаторы ТСН и РТСН с номинальной мощностью до 16 МВА выполняются нерасщеплёнными, а при мощности 25 МВА и выше имеют расщеплённую обмотку низшего напряжения. Эти трансформаторы имеют устройство регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Описанные ТСН и РТСН с низшим напряжением 6,3 кВ называются трансформаторами первой ступени трансформации.
Потребители напряжением 0,4 кВ питаются от трансформаторов второй ступени трансформации с высшим напряжением 6,3 кВ и низшим напряжением 0,4 кВ. Указанные трансформаторы подключены к секциям собственных нужд 6,3 кВ. Резервирование собственных нужд 0,4 кВ – неявное, то есть специальный резервный ТСН отсутствует, а при выходе из строя трансформатора 6,3/0,4 кВ происходит автоматическое переключение на аналогичный трансформатор соседней секции, который в нормальном режиме загружен.
На рис. 11.1 показан фрагмент схемы СН, который является общим для электростанции любого типа. Нормально отключенные выключатели здесь и далее зачернены.
Рис. 11.1. Типовая схема собственных нужд
Далее рассмотрим специфику построения схем СН для электростанций различного типа.
11.1. Схемы собственных нужд конденсационных электростанций
Рабочее питание потребителей СН организуется от рабочего ТСН, подключенного к отпайке от генераторного токопровода. На один генератор приходится один ТСН. В большинстве случаев ТСН и РТСН на КЭС выполняются расщеплёнными. Поэтому на каждый блок приходится по две секции СН, а МРП имеет две шины – рис. 11.2. На каждые четыре блока принимается один РТСН. Магистраль МРП секционируется через каждые два-три блока, причём во избежание параллельной работы двух РТСН секционные выключатели нормально отключены. Иначе токи КЗ будут вдвое выше.
Рис. 11.2. Схема собственных нужд КЭС
11.2. Схемы собственных нужд теплоэлектроцентралей
Если схема ТЭЦ имеет ГРУ, то возможно два варианта.
1. Напряжение ГРУ 6,3 кВ. В этом случае СН питаются от ГРУ через рабочий и резервный токоограничивающие реакторы – рис. 11.3.
2. Напряжение ГРУ 10,5 кВ. В этом случае СН питаются от ГРУ через рабочий и резервный трансформаторы собственных нужд – рис. 11.4.
| Рис. 11.3. Схема питания СН при напряжении ГРУ 6,3 кВ | Рис. 11.4. Схема питания СН при напряжении ГРУ 10,5 кВ |
Если ТЭЦ с ПТУ построена по блочному принципу и не имеет ГРУ, то схема собственных нужд аналогична соответствующей схеме КЭС с той лишь разницей, что при напряжении генератора 6,3 кВ вместо ТСН и РТСН применяются токоограничивающие реакторы.
Если ТЭЦ с ПГУ построена по блочному принципу и не имеет ГРУ, то схема собственных нужд аналогична соответствующей схеме КЭС с той лишь разницей, что трансформаторы СН газовой части менее мощные по сравнению с ТСН паровой части. Так, например, на Северо-Западной ТЭЦ блок состоит из двух ГТУ и одной ПТУ. На рис. 11.5 видно, что ТСН газовых установок являются нерасщеплёнными, а обмотка низшего напряжения ТСН паровой установки расщеплена.
Рис. 11.5. Схема собственных нужд одного блока Северо-Западной ТЭЦ
11.3. Схема собственных нужд атомных электростанций
Как указано в разделе 10.2, схемы СН АЭС гораздо сложнее схем других станций из-за того, что кроме секций нормальной эксплуатации (н.э.), имеющихся на станции любого типа, на АЭС имеются дополнительные секции – надежного питания (н.п.) с дизель-генераторами и аварийного электроснабжения (а.э.) с агрегатами бесперебойного питания.
На рис. 11.6 показана схема СН АЭС с реакторами ВВЭР-440 и с бессальниковыми ГЦН с малой инерционной массой.
Рис. 11.6. Схема СН АЭС с реакторами ВВЭР-440 и с ГЦН с малой инерционной массой
Для предотвращения быстрой остановки ГЦН такого типа при полном обесточивании используются генераторы собственного расхода (ГСР). Электродвигатели двух ГЦН из трёх подключены к отдельной секции, источником электроэнергии для них является ГСР, ротор которого вращается на одном валу с ротором основного турбогенератора. При полном обесточивании ротор по инерции продолжит некоторое время вращаться. Этого времени хватит для запуска дизель-генераторов. В последующих проектах ВВЭР-440 предусмотрены высокоинерционные ГЦН с массивными маховиками, которые подключаются по традиционной схеме, без использования ГСР. В схеме СН АЭС с ВВЭР-440 на каждый генератор приходится один ТСН мощностью 25 МВА, на каждые два генератора (то есть на один реактор) приходится один РТСН мощностью 32 МВА.
На рис. 11.7 изображена детализированная схема СН энергоблока ВВЭР-1000. Особенностью схемы является наличие расщеплённого генераторного токопровода. Рабочие ТСН присоединяются по одному к каждой половине этого токопровода. Другой особенностью схемы является тот факт, что дизель-генераторы используются и в системе н.п., и в системе а.э. В схеме СН АЭС с ВВЭР-1000 на каждый генератор приходится два ТСН мощностью по 63 МВА и два РТСН мощностью также по 63 МВА. Такое равенство мощностей – специфика реактора ВВЭР-1000. На АЭС с другими реакторами число РТСН меньше числа ТСН.
11.4. Схемы собственных нужд гидравлических электростанций
Электрическая схема собственных нужд ГЭС может выполняться либо с одним напряжением 0,4 кВ, либо с двумя напряжениями – 6(10) и 0,4 кВ. Несмотря на отсутствие в системе СН ГЭС мощных (200 кВт и более) электродвигателей на напряжении 6 кВ, наличие напряжения и соответствующего распределительного устройства 6(10) кВ определяется общей мощностью потребителей, значительной удаленностью общестанционных потребителей от источников питания. В соответствии с [12], для электроснабжения собственных нужд ГЭС необходимо предусматривать не менее двух независимых источников питания.
Рис. 11.7. Схема СН АЭС с реакторами ВВЭР-1000 (подробная)
Распределение электроэнергии на напряжении 0,4 кВ организуется, как правило, с помощью комплектных трансформаторных подстанций 6(10)/0,4 кВ (КТП СН), понижающие трансформаторы которых подключаются к различным секциям КРУ 6(10) кВ или к другим независимым источникам питания.
Рабочий трансформатор агрегатных СН присоединяется на участке между генератором и его выключателем (или выключателем нагрузки). В этом состоит отличие от общепринятого подключения ТСН на ТЭС и АЭС. Рабочий трансформатор общестанционных СН присоединяется на участке между блочным повышающим трансформатором и генераторным выключателем (или выключателем нагрузки).
Такое раздельное питание агрегатных и общестанционных СН имеет место на Саяно-Шушенской ГЭС – рис. 11.8. Схема отражает состояние ГЭС до аварии 17.08.2009. Здесь два главных рабочих трансформатора СН мощностью по 16 МВА подключены к токопроводам генераторов Г1, Г5 на участке между выключателем нагрузки, выполненным в виде комплекса аппаратного генераторного КАГ-15,75-28500, и расщепленной обмоткой повышающего трансформатора блока. Благодаря такому подключению трансформаторы СН (1) могут использоваться при пуске и останове гидроагрегатов, включая электроснабжение СН полностью остановленной электростанции. Трансформаторы (1) питают две системы шин РУСН-6 кВ, секционированные выключателями на две части.
Резервирование главных рабочих ТСН выполнено двумя резервными трансформаторами (2) мощностью также 16 МВА. Один из них подключен к токопроводу генератора Г7, а второй получает питание от соседнего распределительного устройства напряжением 35 кВ по двум ВЛ-35 кВ. Каждый из четырех главных трансформаторов СН может питать любую из систем шин РУСН-6 кВ с помощью развилки из двух выключателей. Отметим, что применение двух систем шин и двух выключателей на присоединение связано с уникальностью электростанции.
1– главные рабочие трансформаторы с.н.; 2 – главные резервные трансформаторы с.н.; 3 – рабочие трансформаторы 15,75/0,4 кВ агрегатных с.н.; 4 – резервные трансформаторы 6,3/0,4 кВ агрегатных с.н.; 5 – трансформаторы с.н. 6,3/0,4 кВ общестанционной нагрузки.
Рабочие трансформаторы агрегатных СН (3) мощностью по 630 кВА подключены к генераторному токопроводу на участке между гидрогенератором и КАГ. Предусмотрено стопроцентное резервирование каждого агрегатного трансформатора СН такими же по мощности РТСН (4), подключенными к двум системам шин РУ собственных нужд 6 кВ с помощью развилки из двух выключателей.
В связи с подключением из соображений бесперебойности электроснабжения трансформаторов (1) на участке между генератором и КАГ, пуск и останов гидрогенераторов осуществляется от резервных трансформаторов агрегатных СН. На этот короткий промежуток времени имеет место объединенное питание агрегатных и общестанционных нагрузок СН.
От РУСН-6 кВ, но уже с использованием одного выключателя на присоединение, питаются сборки 6 кВ общестанционной нагрузки, к которым подключены двухтрансформаторные подстанции 6/0,4 кВ соответствующих потребителей.
На ГЭС относительно небольшой мощности используется объединённое питание агрегатных и общестанционных СН.
11.5. Схемы собственных нужд гидроаккумулирующих электростанций
Особенности схем СН ГЭАС рассмотрим на примере проекта Ленинградской ГАЭС, пуск которой намечен на 2014 год – рис. 11.9. Главная схема данной ГАЭС изображена на рис. 9.15.
Здесь, в отличие от схемы рис. 11.8, применено объединённое питание агрегатных и общестанционных СН. Принцип объединения питания СН применяется на ГАЭС в связи с необходимостью включения в генераторный токопровод отдельных выключателей для генераторного и двигательного режимов, а также присоединения третьего выключателя от пусковой системы шин для осуществления частотного пуска в насосном режиме – рис. 11.9.
1 – главные рабочие ТСН; 2 – главные РТСН; 3 – выпрямительный трансформатор СПЧР; 4 – управляемый выпрямитель и автономный инвертор частотного преобразователя для пуска агрегатов в насосном режиме; 5, 6 – рабочие и резервные ТСН 6/0,4 кВ; 7 – ТСН 6/0,4 кВ общестанционной нагрузки; 8 – трансформаторы 6/0,4 кВ электрокотельной
Другими словами, генераторный токопровод имеет достаточно много выключателей, что составляет определённые неудобства с точки зрения компоновки оборудования в стеснённых условиях здания ГЭС. Объединённое питание агрегатных и общестанционных СН позволяет отказаться от установки дополнительных выключателей на генераторном напряжении.
На схеме рис. 11.9 главные рабочие трансформаторы СН (1) подсоединены к генераторным токопроводам двух блоков из восьми и питают двухсекционное КРУ-6 кВ. Благодаря наличию генераторных выключателей имеется возможность электроснабжения секций СН 6 кВ через повышающие трансформаторы блоков от станционного ОРУ-220 кВ даже при неработающих гидрогенераторах. Предусмотрены резервные вводы на секции СН 6 кВ от соседней подстанции энергосистемы.
При объединенном питании рабочие трансформаторы агрегатных СН (2) подключаются не к генераторному токопроводу, а к секциям РУСН-6 кВ. Туда же подключены и резервные трансформаторы агрегатных СН (3), и трансформаторы общестанционных СН (4).
Двухсекционное распределительное устройство СН 6 кВ является общим для подключения как рабочих (5) и резервных (6) трансформаторов агрегатных СН, так и трансформаторов (7) общестанционной нагрузки. Резервирование агрегатных СН не является стопроцентным (один резервный на четыре рабочих).
Особенностью схем СН ГАЭС является наличие системы частотного пуска гидроагрегатов в насосном режиме. На ГЭС такая система отсутствует, т. к. разворот гидрогенераторов осуществляется за счёт потока воды. На ГАЭС гидроагрегаты могут работать не только в режиме генератора, но и в режиме двигателя, пуск которых за счёт потока воды невозможен.
Как правило, пуск в двигательный режим генератора-двигателя осуществляется с помощью регулируемого статического преобразователя частоты (СПЧР) или от другого агрегата с плавным увеличением частоты вращения и частоты и модуля питающего напряжения.
На рис. 11.9 реализация частотного пуска в двигательном (насосном) режиме осуществляется с помощью статического преобразователя частоты регулируемого (СПЧР) – позиции (3), (4). Благодаря использованию частотного метода запуска и отжатию сжатым воздухом воды из камеры рабочего колеса на период до синхронизации агрегата с сетью энергосистемы, пуск обратимой машины ВГДС-1025/245-40 мощностью 220 МВт в двигательном режиме (табл. 2.2 справочника [1]) удается осуществить при мощности выпрямительного трансформатора (3) СПЧР 16 МВА. Питание последнего осуществляется от подстанции энергосистемы через трансформаторы (2), но может быть осуществлено и через трансформаторы (1) от ОРУ-330 кВ станции.
На восемь агрегатов используется два комплекта СПЧР, каждый из которых подключен к своей секции пусковой системы шин. От последней трехфазное напряжение, регулируемое по модулю и частоте, может быть подано с помощью пусковых выключателей на любой агрегат.
Обратимые агрегаты ГАЭС обладают высокой маневренностью с суммарным временем перехода из генераторного режима в двигательный или наоборот, не превышающим 10 минут.
Библиографический список
1. Неклепаев, Б. Н.
Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. – М. : Энергоатомиздат, 1989. – 608 c.
2. Черновец, А. К.
Проектирование электрической части атомных электростанций : учеб. пособие / А. К. Черновец, Ю. М. Шаргин. – Л. : Изд-во ЛПИ, 1984. – 80 с.
3. Алексеева, О. Н.
Электрическая часть атомных и гидравлических станций : учеб. пособие / О. Н. Алексеева, А. К. Черновец, Ю. М. Шаргин. – СПб. : Изд-во СПбГТУ, 1998. – 108 с.
4. Черновец, А. К.
Режимы работы электрооборудования станций и подстанций: Учеб. пособие / А. А. Лапидус, А. К. Черновец. – СПб. : Изд-во Политехн. ун-та, 2005. – 248 с. – 100 экз. – ISBN 5-7422-1037-Х.
5. Рожкова, Л. Д.
Электрооборудование станций и подстанций: учебник / Рожкова Л. Д., Козулин В. С. – М. : Изд. , 2009. – 448 с.
6. Системный оператор Единой электроэнергетической системы России [Электронный ресурс] / Официальный сайт СО ЕЭС, 2006. – Режим доступа: https://so-ups.ru.
7. ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения», 1999. – 33 с.
8. ABB Product Guide / High Voltage Products [Электронный ресурс]. – Zurich, Switzerland, 2005. – Режим доступа: https://www.abb.com.
9. Черновец, А. К.
Электрическая часть систем электроснабжения станций и подстанций : учеб. пособие / А. А. Лапидус, А. К. Черновец. – СПб. : Изд-во Политехн. ун-та, 2006. – 255 с.
10. Нормы технологического проектирования тепловых электростанций. ВНТП-81. – М. : Министерство электроэнергетики СССР, 1981. – 80 с.
11. Правила технологического проектирования атомных электростанций. РД 210.006-90. – М. : Изд. МАЭиП, 1990. – 120 с.
12. Нормы проектирования технологической части ГЭС и ГАЭС. ВНТП-41-94. – М. : Изд. РАО ЕЭС России, 1994. – 108 с.
13. [Электронный ресурс] / Официальный сайт ОАО «Завод Электропульт», 2006. – Режим доступа: https://www.electropult.ru.
14. Подольская Н.Н., Ибраев А.В. Внедрение микропроцессорных устройств защиты и автоматики управления на Бурейской ГЭС / Журнал «Гидротехническое строительство», 2008, №2. – С. 20-24.
15. Костерин Н.В., Васильев А.В. Бурейская ГЭС выходит на проектную мощность / Журнал «Гидротехническое строительство», 2008, №2. – С. 2-4.
Митрофанов А.Н. Опыт эксплуатации основного оборудования Саяно-Шушенской ГЭС / Журнал «Гидротехническое строительство», 2008, №11. – С. 25-31.
Виды защит ТСН
Безопасность эксплуатации трансформаторов собственных нужд обеспечивается использованием следующих видов защиты:
- токовой отсечки – отключающей устройство при превышении параметров электротока в случае короткого замыкания;
- максимальной токовой защитой, рассчитанной на временной диапазон действия – включается при возникновении короткого замыкания внутри самого прибора;
- противоперегрузочной – срабатывающей в ситуации, когда нагрузка превышает допустимую.
При правильном выборе и подключении ТСН, регулярных проверках и осмотрах, обеспечивается эксплуатация оборудования электроподстанции.
Эксплуатация трансформаторов
Эксплуатация ТСН отличается следующими особенностями, учитываемыми изначально при проектировании агрегатов:
- прибор не может применяться для подачи напряжения сторонним потребителям;
- подача напряжения на два трансформатора осуществляется раздельно;
- при эксплуатации устройства со стороны подачи напряжения должно быть разделение с автоматическим вводом резерва;
- предусмотрены параметры по напряжению в пределах 220 или 380 В, с заземлённой нейтралью;
- для оперативного электротока ТСН используются стабилизирующие устройства напряжением 220 В.
Чтобы повысить надёжность подачи энергии, для подключения трансформаторов используют изолированную или заземлённую нейтраль. При подключении заземлённой применяется катушка индуктивности, компенсирующая токовые характеристики в случае замыкания одного из фазных проводов на землю.
Также читайте: Технические характеристики провода — ПВС
Должны регулярно проводиться осмотры ТСН техническим персоналом и ответственными лицами, с контролем:
- уровня масла в расширительном баке;
- температуры агрегата – о перегреве может свидетельствовать подтаявший снег вокруг устройства в зимнее время года, летом указанный показатель проверяется с использованием тепловизора;
- состояния шин;
- герметичности масляной системы.
Зимой масло в расширительном баке не должно нагреваться выше 45°С.
Источники и схемы электроснабжения собственных нужд подстанций.
На электрических подстанциях 35—220 кВ и выше для электропитания вспомогательных механизмов, агрегатов и Других потребителей собственных нужд (с. н.) применяются довольно развитые схемы электрических соединений.
Основными потребителями собственных нужд трансформаторных подстанций являются:
• оперативные цепи переменного и выпрямленного тока,
• система охлаждения трансформаторов (автотрансформаторов),
• устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН),
• система охлаждения и смазки подшипников синхронных компенсаторов (СК),
• зарядные и подзарядные агрегаты аккумуляторных батарей,
• освещение (аварийное, внутреннее, наружное, охранное),
• устройства связи и телемеханики,
• насосные установки (пожаротушения, хозяйственные, технического водоснабжения),
• компрессорные установки и их автоматика для воздушных выключателей и других целей,
• устройства электроподогрева помещений аккумуляторных батарей, выключателей, разъединителей и их приводов, ресиверов, КРУН, различных шкафов наружной установки,
• бойлерная, дистилляторы, вентиляция и др.
Нарушение электропитания таких потребителей собственных нужд трансформаторных подстанций, как охлаждение трансформаторов и синхронных компенсаторов (СК), масляные насосы, смазка подшипников СК, устройства связи и телемеханики, пожарные насосы, может вызвать нарушение нормальной работы подстанции.
Поэтому при выборе схем электрических соединений собственных нужд подстанцийпредусматриваются меры, повышающие их надежность: установка на подстанции не менее двух трансформаторов собственных нужд (обычно не больше 560 или 630 кВА), секционирование шинсобственных нужд. Применение автоматического ввода резерва (АВР) на секционном выключателе, резервирование со стороны высшего напряжения (с. н.) и др.
На рис. 1. показаны схемы собственных нужд подстанций, применяемые в зависимости от вида оперативного тока. При переменном и выпрямленном токе рекомендуется схема (рис. 1, а), согласно которой предусматривается непосредственное подключение трансформаторовсобственных нужд к обмоткам низшего напряжения главных трансформаторов (автотрансформаторов).
Рис. 1. Схемы присоединения собственных нужд при наличии на подстанциях: а — переменного и выпрямленного оперативного тока, б — постоянного оперативного тока
Такое подключение обеспечивает питание сети оперативного тока и производство операций выключателями при отключении шин 6—10 кВ. При постоянном оперативном токе наибольшее распространение имеет схема, показанная на рис. 2.3,б, когда трансформаторы с. н. непосредственно подключаются к шинам 6— 10 кВ.
Обычно на подстанциях устанавливают один-два рабочих трансформатора собственных нужд, но при наличии особо ответственных потребителей может предусматриваться резервный трансформатор собственных нужд. Так, например, на рис. 2. показана схема для подстанции 220 кВ с тремя трансформаторами собственных нужд, из которых один является резервным, имеющим независимое питание от соседней подстанции.
Более сложные схемы применяются, например, на подстанциях 500 кВ и им подобных. Это вызывается тем, что часто на ОРУ во вспомогательных зданиях наряду с устройствами возбуждения СК, щитами релейной защиты и управления СК, AT, присоединений 220 и 500 кВ размещаются также и щиты с. н., с которых ведется управление присоединениями 0,4 кВ, обслуживающими эти объекты.
Рис. 2. Упрощенная схема собственных нужд подстанции 220 кВ
На рис. 3 показана упрощенная схема собственных нужд одной подстанции 500 кВ. На ней имеется несколько щитов собственных нужд: ОРУ 220 кВ, ОРУ 500 кВ, ГЩУ, насосной, трансформаторно-масляного хозяйства (ТМХ). Все эти щиты связаны перемычками и взаимно резервируют друг друга. Два трансформатора с. н. подключены к своим автотрансформаторам, а третий (резервный) к находящемуся вблизи трансформаторному пункту (ТП) кабельной городской сети.
На рис. 3 межсекционные связи и перемычки (осуществляемые с помощью выключателей и автоматических выключателей), предназначенные для автоматического ввода резерва при исчезновении напряжения, оснащаются соответствующими устройствами автоматики на стороне 6 — 10 кВ и автоматическими выключателями на стороне 0,4 кВ. На этих же рисунках стрелками условно показаны присоединения с. н. 0,4 кВ.
Рис. 3. Упрощенная схема собственных нужд подстанции 500 кВ
В настоящее время эти автоматические выключатели, как правило, также применяются и на отходящих от щитов с. н. линейных присоединениях. На некоторых из них, служащих для автоматического включения и отключения подогревательных устройств (в КРУН и других местах) в зависимости от температуры наружного воздуха, устанавливаются температурные датчики и магнитные пускатели.
В ряде случаев на малоответственных присоединениях собственных нужд (мастерские, маслоочистительные установки) вместо автоматических выключателей устанавливаются предохранители и рубильники.
Для повышения надежности и равномерной загрузки трансформаторов собственных нужд электроприемники, обеспечивающие нормальную работу основного электрооборудования подстанции (охлаждение трансформаторов и СК, подогрев баков выключателей, компрессора и др.), питаются от двух секций шин.
Выбор трансформаторов собственных нужд, оперативный ток
Что такое трансформатор собственных нужд, область применения
Трансформатором собственных нужд (ТСН) называют устройство, применяющийся для стабилизации установок, размещённых на электроподстанции, и для понижения характеристик напряжения с целью обеспечения функционирования оборудования на объекте.
ТСН используются для подачи напряжения для следующих потребителей электрических подстанций:
- электродвигателей систем охлаждения;
- обогревающих устройств включателей масляных систем, распределительных шкафов, включая периферическое оборудование;
- устройств, контролирующих состояние изоляции;
- осветительных, отопительных и прочих приборов и систем наружного и внутреннего действия;
- регуляторов силовых комплексов, находящихся под напряжением;
- зарядных агрегатов и ёмкостных аккумуляторов;
- систем подшипниковой смазки;
- водородных установок, применяющихся для собственных нужд;
- систем автоматики и компрессоров;
- вентилирующих устройств, водонагревателей.
В число наиболее ответственных элементов, питаемых указанными устройствами, входят аппараты управляющих систем, средства релейной защиты, сигнализации, телеметрии и автоматики. Данное оборудование определяет полноценное функционирование объектов. Даже кратковременный сбой грозит частичным или полным прекращением передачи электрической энергии по ЛЭП.
Выбор трансформаторов собственных нужд, оперативный ток
Приемники собственных нужд подстанций делятся на три групп по степени надежности. Приемники 1 группы — это приемники, отключение которых приводит к нарушению нормального режима эксплуатации, к частичному иди полному отключению или к авариям с повреждением основного оборудования. Для питания этой группы необходимо два источника с автоматическим включением резерва.
Приемники 2 группы — это приемники, отключение которых допустимо на 20 — 40 мин для подстанций с обслуживающим персоналом или до приезда обслуживающего персонала, если дежурного на подстанции нет. Восстановление питания у приемников этой группы осуществляется вручную.
К 3 группе относятся приемники, отключение которых допустимо на более длительное время.
По режиму включения в работу электроприемники собственных нужд подстанций разделяются на постоянно включенные в сеть; включаемые периодически в зависимости от температуры окружающего воздуха; включаемые во время ремонтов.
Постоянно включенные приемники 1 группы: оперативные цепи, электродвигатели системы охлаждения трансформаторов, аппаратура связи и телемеханики, электродвигатели системы смазки и охлаждения.
Периодически включаемые приемники 2 группы: электродвигатели компрессоров, зарядно-подзарядные устройства аккумуляторных батарей, освещение, электроотопление помещения, электроподогрев aппаратуры и шкафов высокого напряжения.
Приемники 3 группы: вентиляция и технологическая нагрузка вспомогательного здания, мастерские.
Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они питаются от сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. На двухтрансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд (ТСН), мощность которых выбирают в соответствии с нагрузками и учетом допустимой перегрузки (Кп
= 1,3 – 1,4) /11, 14/ при выполнении ремонтных работ и отказах одного из трансформаторов. Предельная мощность ТСН — 630-1000 кВА /14/.
Присоединение ТСН к сети зависит от системы оперативного тока. Постоянный оперативный ток используют на всех подстанциях 330-750 кВ и выше и на подстанциях с РУ 110-220 кВ со сборными шинами, переменный или выпрямленный — на подстанциях 35-220 кВ без выключателей высокого напряжения. На рисунке 6.1 показана схема питания ТСН подстанции на переменном или выпрямленном оперативном токе.
Здесь предусматривается непосредственное подключение ТСН к выводам низшего напряжения главных трансформаторов. Такое подключение обеспечивает питание сети оперативного тока и производство операции выключателями при отключении шин 6-10 кВ (подробнее см. /11, 15, 16/).
Рисунок 6.1 — Питание ТСН подстанции на переменном или выпрямленном оперативном токе
На рисунке 6.2 показана схема включения ТСН подстанции на постоянном оперативном токе.
Рисунок 6.2 — Питание ТСН подстанции на постоянном оперативном токе
Здесь ТСН подключается непосредственно к шинам 6-10 кВ.
Обычно на подстанциях устанавливают один-два рабочих ТСН, но при наличии особо ответственные потребителей может предусматриваться резервный ТСН.
Номинальную мощность рабочих ТСН выбирают в соответствии с расчетной нагрузкой- Расчетная мощность ТСН определяется суммой мощностей всех электроприемников, которые присоединены к данному трансформатору /11/.
При определении нагрузки собственных нужд подстанции можно пользоваться таблицей 5.4, приведенной в /11/.
При приближенных расчетах мощность, расходуемая на собственные нужды подстанции, составляет приблизительно 1 процент от полной мощности подстанции:
где — мощность собственных нужд подстанции;
— полная мощность подстанции.
Мощность ТСН с учетом коэффициента спроса составит:
— коэффициент спроса, равный (0.7-0.8) /11, 21/.
Силовые трансформаторы собственных нужд для шкафов КРУ имеют общепромышленное исполнение. Они, как правило, заказываются россыпью и в комплект поставки заводов-изготовителей не входят. В шкафах КРУ размещают трансформаторы мощностью до 63 кВА. Трансформаторы большей мощности устанавливают вне КРУ, при этом аппараты, предназначенные для их защиты, а также предохранители (для трансформаторов мощностью до 400 кВА) или выключатели (для более мощных трансформаторов) устанавливают в шкафах КРУ.
В последнее время все большее применение в КРУ находят сухие трансформаторы мощностью 25 и 40 кВА. Эти трансформаторы обычно устанавливают на выдвижных элементах.
Конфликты в семейной жизни. Как это изменить? Редкий брак и взаимоотношения существуют без конфликтов и напряженности. Через это проходят все…
Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право…
ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между…
Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем…
Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:
Принцип действия
Принцип действия трансформаторов собственных нужд сходен с остальными разновидностями данных устройств. ТСН состоит из первичной и вторичной обмоток, магнитопровода.
Ток подаётся на первичную обмотку, на выходе, благодаря магнитному потоку, характеристики преобразуются, с получением параметров, зависящих от разницы количества витков на входе и выходе.
Принцип работы трансформатора
В зависимости от назначения прибора, чаще всего на выходе выполнено несколько обмоток с разными характеристиками для возможности одновременного подключения нескольких потребителей.
Также читайте: Как выбрать и установить солнечные батареи
Выбор схем собственных нужд подстанций
Схема собственных нужд подстанции выбирается в зависимости от типа, назначения и размещения подстанции, мощности трансформаторов, наличия или отсутствия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования подстанции, проектируется с дежурным персоналом или без него (централизованное обслуживание, дежурство на дому), с постоянным или оперативным током (стр. 358 [4]).
Потребление собственных нужд подстанций также делятся на ответственные и на неответственные. К первым относятся электро-приемники системы охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, система подогрева выключателей и приводов, электроприемники компрессорной, система связи и техники.
На двухтрансформаторных подстанциях устанавливают два трансформатора СН со скрытым резервом.
Трансформаторы СН на подстанции с постоянным оперативным током подключают к шинам РУ 6-35 кВ, а при отсутствии РУ к выводам низшего напряжения трансформаторов.
На подстанциях с постоянным оперативным током напряжение сети СН принимается равным 380/220 В с нейтралью, замкнутой через пробивной предохранитель.
Переменный оперативный ток на подстанции 35-220 кВ применяется везде, где это возможно по условиям работы приводов выключателей. Постоянный оперативный ток применяется на подстанциях 110-220 кВ, где этого требуют приводы выключателей; на подстанциях 35-220 кВ, где аккумуляторная батарея необходима для прочих целей (связи, телемеханики и т. д.).
С учетом выше изложенного выберем схему собственных нужд с двумя трансформаторами (т.к. два силовых трансформатора), с неявным резервированием.
Мощности трансформаторов собственных нужд не превышают 1000 кВА, поэтому для их защиты применяем предохранители
Рисунок 4.4 -Схема питания собственных нужд подстанции
| Собственные нужды | ||
| Pmax,кВт | Uном.,В | cosφ |
| 380/220 | 0,8 |
Определим расчетную мощность ТСН :
Выбираем трансформаторы с.н. типа ТСЗ – 400/6 с параметрами (табл.3.3 [1]):
| Sном, кВА | Uвн, кВ | Uнн, кВ | Pх, кВт | Pк, кВт | Uк, % | Iх, % |
| 0,4 | 1,3 | 5,4 | 5,5 |
ГЛАВА 5. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Расчетные рабочие токи
Для присоединений синхронных компенсаторов расчетный ток утяжеленного режима определяется их номинальной мощностью и напряжением ниже номинального на 5%, т.е.
Автотрансформатор со стороны НН.
Автотрансформатор со стороны СН.
Автотрансформатор со стороны ВН.
Кабельная линия (РП типа Б).
Ветвь сдвоенного реактора.
Выбор выключателей
Расчетные точки короткого замыкания приведены на рисунке 5.1. Аппарату каждого присоединения соответствует своя расчетная точка, в которой при КЗ аппараты данного присоединения находятся в наиболее тяжелых условиях. Расчетные точки и их характеристика приведены в табл. 5.1.
Рисунок 5.1 — Расчетная схема
При выборе выключателей необходимо знать время действия релейной защиты, которое приведено в табл. 5.2. Расчетное время к моменту расхождения контактов выключателя определяется по:
Наименьшее время действия РЗ принимается равным 0,01 с.
Таблица 5.1 — Расчетные точки и их характеристика
| Присоединение | Расчетные условия | ||
| Точка КЗ | Положение выключателей | Расчетная схема | |
| Кабельная линия и ветвь сдвоенного реактора | К5 | Q7 – отключен, остальные включены | система |
| Синхронный компенсатор | К4 | Q7 – включен, Q2,Q8 – отключены | система-генератор (СК2) |
| АТ 6 кВ | К3 | Q7 – включен, Q2,Q8 – отключены | система-генератор (СК1,2) |
| АТ 110 кВ | К2 | Q7 – отключен, остальные включены | система |
| АТ 220 кВ | К1 | Q7 – отключен, остальные включены | система |
| ТСН: 6 кВ | К6 | Q7 – отключен, остальные включены | система-генератор (СК1) |
Таблица 5.2 — Время действия релейной защиты
| Присоединение | Тип РЗ | Время действия РЗ, с |
| Кабельная линия и ветвь сдвоенного реактора | МТЗ | 1,0 |
| СК | ТО | 0,1 |
| АТ 10 кВ | ДФЗ | 0,2 |
| АТ 110 кВ | 0,2 | |
| АТ 220 кВ | 0,2 |
| Рисунок 5.2 — Эквивалентная расчетная схема |
Выключатель на стороне НН автотрансформатора (точка К3).
Uном=6,6 кВ, Iраб.ут.= А.
сопротивления элементов сети приведенные к НН автотрансформатора из гл.3.
где γ – коэффициент затухания периодического тока КЗ к моменту времени τ=0,01+0,12=0,13 с, определяемый по П 5.1. [2].
Интеграл Джоуля для расчетной схемы типа «система — генератор»:
Относительный токовый импульс и относительный интеграл Джоуля определяются по рис. П. 5.2 [2].
Таблица 5.3 – Расчетные и номинальные данные выбранных выключателей
| МГГ-10-4000-45УЗ | Расчетные величины |
| Внутренняя установка | ЗРУ |
Выключатель на стороне СН автотрансформатора (точка К2).
Uном=121 кВ, Iраб.ут. = 420,85 А.
Приводим параметры необходимых элементов к стороне СН автотрансформатора:
| Рисунок 5.3 — Эквивалентная расчетная схема |
Интеграл Джоуля для расчетной схемы типа «система»:
Таблица 5.4 – Расчетные и номинальные данные выбранных выключателей
| ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1 | Расчетные величины |
| Наружная установка | ОРУ |
Выключатель на стороне ВН автотрансформатора (точка К1).
Uном=230 кВ,Iраб.ут.=221,4 А.
| Рисунок 5.4 — Эквивалентная расчетная схема |
Приводим параметры необходимых элементов к стороне ВН АТ:
Тогда:
Интеграл Джоуля для расчетной схемы типа «система»:
Таблица 5.5 – Расчетные и номинальные данные выбранных выключателей
| ВМТ-220Б-20/1000 УХЛ1 | Расчетные величины |
| Наружная установка | ОРУ |
| Рисунок 5.5 — Эквивалентная расчетная схема |
Выключатель СК (точка К4).
Uном=6,6 кВ, Iраб.ут.=482,33 А.
сопротивления элементов сети приведенные к НН автотрансформатора из гл.3.
Интеграл Джоуля для расчетной схемы типа «система — генератор»:
Относительный токовый импульс и относительный интеграл Джоуля определяются по рис. П. 5.2 [5].
Таблица 5.6 – Расчетные и номинальные данные выбранных выключателей
| ВВТЭ – 10 – 20/630 УХЛ2 | Расчетные величины |
| Внутренняя установка | ЗРУ |
| Рисунок 5.6 — Эквивалентная расчетная схема |
Выключатель сдвоенного реактора и кабельной линии (точка К5).
Uном=6,6 кВ, Iраб.ут.= А.
Суммарное сопротивление от системы до точки КЗ :
Интеграл Джоуля для расчетной схемы типа «система»:
Таблица 5.7 – Расчетные и номинальные данные выбранных выключателей
| ВВТЭ – 10 – 20/1000 УХЛ2 | Расчетные величины |
| Внутренняя установка | ЗРУ |
Выбранные выключатели отвечают всем условиям выбора и проверки. Результаты сведены в таблицу 5.8.
Таблица 5.8 – Данные выбранных выключателей
| Присоединение | Тип выключателя | τ, с | |||
| Ветвь сдвоенного реактора и кабельной линии | ВВТЭ – 10 | 0,03 | 0,05 | 0,04 | 1,15 |
| Синхронный компенсатор | ВВТЭ – 10 | 0,03 | 0,05 | 0,04 | 0,15 |
| АТ 6 кВ | МГГ-10 | 0,12 | 0,15 | 0,13 | 0,25 |
| АТ 110 кВ | ВМТ – 110Б | 0,05 | 0,08 | 0.06 | 0.28 |
| АТ 220 кВ | ВМТ – 220Б | 0,05 | 0,08 | 0,06 | 0,28 |
Выбор разъединителей
Разъединитель на стороне ВН автотрансформатора
Таблица 5.9 – Расчетные и номинальные данные разъединителя на стороне ВН автотрансформатора
| РНД – 220/1000 У1 | Расчетные величины |
| Наружная установка | ОРУ |
Разъединитель на стороне СН автотрансформатора
Таблица 5.10 – Расчетные и номинальные данные разъединителя на стороне СН автотрансформатора
| РНД – 110/1000 У1 | Расчетные величины |
| Наружная установка | ОРУ |
Разъединитель на стороне НН автотрансформатора.
Таблица 5.11 – Расчетные и номинальные данные разъединителя на стороне НН автотрансформатора
| РВР – 10/4000 У3 | Расчетные величины |
| Внутренняя установка | ЗРУ |
Разъединитель сдвоенного реактора и кабельной линии.
Таблица 5.12 – Расчетные и номинальные данные разъединителясдвоенного реактора и кабельной линии
| РВР – 10/4000 У3 | Расчетные величины |
| Внутренняя установка | ЗРУ |
Выбор трансформаторов тока
Используя те же расчетные величины, что и для выбора выключателей, выполним расчет, выбор и проверку трансформаторов тока на стороне НН (6 кВ) в цепи присоединения сдвоенного реактора.
Uном=6 кВ, Iраб.ут.=360,8 А.
Суммарное сопротивление внешней вторичной цепи трансформатора тока:
где – сопротивление контактов (принимается равным для всей цепи 0,1 Ом).
Рисунок 5.7. Схема присоединения приборов к трансформаторам тока
Таблица 5.13 – Данные приборов присоединенных к трансформаторам тока
| Приборы | Тип | Нагрузка ТТ от приборов, ВА | |
| Фаза А | Фаза С | ||
| Амперметр | ЩК 96 | 0,5 | — |
| Счетчик активной энергии | Меркурий 234 ARTM | 2,5 | 2,5 |
| Итого | 2,5 |
Из таблицы видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы С, тогда сопротивление приборов определяется:
Приняв длину алюминиевых соединительных проводников , сечение 4 и удельное сопротивление электрическому току ρ=0,028 Ом∙м, находим:
Расчетная вторичная нагрузка трансформаторов тока составляет:
Выбираем трансформатор тока типа ТОЛ – 10. Расчетные и номинальные данные по выбору трансформаторов тока сведены в таблицу 5.12.
Таблица 5.14 — Расчетные и номинальные данные по выбору трансформаторов тока
| ТОЛ – 10 | Расчетные величины |
| 100 кА |
Выбор ТСН
Мощность рабочих ТСН определяется по перетокам мощности на собственные нужды.
Пример перетоков мощности
Условия выбора рабочего ТСН:
- Uвн ≥ Uуст
- Uнн ≥ Uуст,
- Sнт ≥ Sрасч(на схема 9,1, т.е. нужно выбрать тсн мощность больше 9,1 МВА).
Выбор ТСН для подстанции:
Пример выбора трансформатора связи для ТЭЦ
Подробнее про выбор ТСН можете найти в учебнике со страницы 367(нужно немного подождать до полной загрузки книги):Открыть книгу
Виды защит ТСН
Безопасность эксплуатации трансформаторов собственных нужд обеспечивается использованием следующих видов защиты:
- токовой отсечки – отключающей устройство при превышении параметров электротока в случае короткого замыкания;
- максимальной токовой защитой, рассчитанной на временной диапазон действия – включается при возникновении короткого замыкания внутри самого прибора;
- противоперегрузочной – срабатывающей в ситуации, когда нагрузка превышает допустимую.
При правильном выборе и подключении ТСН, регулярных проверках и осмотрах, обеспечивается эксплуатация оборудования электроподстанции.
Эксплуатация трансформаторов
Эксплуатация ТСН отличается следующими особенностями, учитываемыми изначально при проектировании агрегатов:
- прибор не может применяться для подачи напряжения сторонним потребителям;
- подача напряжения на два трансформатора осуществляется раздельно;
- при эксплуатации устройства со стороны подачи напряжения должно быть разделение с автоматическим вводом резерва;
- предусмотрены параметры по напряжению в пределах 220 или 380 В, с заземлённой нейтралью;
- для оперативного электротока ТСН используются стабилизирующие устройства напряжением 220 В.
Чтобы повысить надёжность подачи энергии, для подключения трансформаторов используют изолированную или заземлённую нейтраль. При подключении заземлённой применяется катушка индуктивности, компенсирующая токовые характеристики в случае замыкания одного из фазных проводов на землю.
Также читайте: Технические характеристики кабеля – NYM
Должны регулярно проводиться осмотры ТСН техническим персоналом и ответственными лицами, с контролем:
- уровня масла в расширительном баке;
- температуры агрегата – о перегреве может свидетельствовать подтаявший снег вокруг устройства в зимнее время года, летом указанный показатель проверяется с использованием тепловизора;
- состояния шин;
- герметичности масляной системы.
Зимой масло в расширительном баке не должно нагреваться выше 45°С.
Собственные нужды подстанций, общие требования
На всех двух трансформаторных (подстанциях) ПС 35, 110 (150) кВ необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.
Схема собственных нужд ПС должна предусматривать присоединение трансформаторов собственных нужд к разным независимым источникам питания (вводам разных трансформаторов, различным секциям РУ и др.).
На подстанциях, в распределительных пунктах, в системах собственных нужд должны применяться силовые трансформаторы со схемой соединения обмоток Δ/Yн или Y/Zн (допустимо использование схемы соединения обмоток силовых трансформаторов Y/Yн при наличии соответствующего обоснования, например, замена вышедшего из строя трансформатора на двух трансформаторной ТП). На стороне низкого напряжения НН трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно с автоматическим включением резерва АВР.
На двух трансформаторных ПС 110 (150) кВ в начальный период их работы с одним трансформатором нужно устанавливать два трансформатора собственных нужд с питанием одного из них от сети другой с ПС с АВР. Это питание в дальнейшем допускается сохранять. На двух трансформаторных ПС в начальный период их работы с одним трансформатором в районе, где второй трансформатор собственных нужд невозможно запитать от сети другой ПС, допустимо устанавливать один рабочий трансформатор собственных нужд, при этом второй трансформатор должен быть смонтирован и включен в схему ПС. На двух трансформаторных ПС 35, 110 (150) кВ в начальный период их работы с одним трансформатором с постоянным оперативным током при отсутствии на них воздушных выключателей и принудительной системы охлаждения трансформаторов допускается устанавливать один трансформатор собственных нужд. В этом случае второй трансформатор СН должен быть смонтирован и включен в схему ПС.
К распределительному устройству РУ 6 – 35 кВ ТСН следует присоединять через выключатель. На ПС с постоянным оперативным током трансформаторы СН допускается присоединять к шинам 6 – 35 кВ через предохранители (для ТСН не более 250 кВ•А).
На подстанциях с постоянным оперативным током трансформаторы собственных нужд должны присоединяться через предохранители или выключатели к шинам РУ 6 – 35 кВ, а при отсутствии этих РУ – к обмоткам НН основных трансформаторов. На ПС с переменным и выпрямленным оперативным током трансформаторы СН должны присоединяться через предохранители (иметь защиту) на участке между вводами НН основного трансформатора и его выключателем. В случае когда питания оперативных цепей переменного тока или выпрямленного тока от трансформаторов напряжения, присоединенных к питающим воздушным линиям ВЛ, трансформаторы собственных нужд допускается присоединять к шинам НН ПС. При питании оперативных цепей переменного тока от трансформаторов собственных нужд последние следует присоединять к воздушной линии ВЛ, питающим ПС.
Для собственных нужд СН ПС 6 – 110 (150) кВ принимается двух трансформаторная схема СН с неявным резервированием. На ПС без постоянного дежурства в максимальном режиме каждый из трансформаторов СН загружается не более 50% от номинальной мощности.
Мощность трансформаторов собственных нужд, питающих шины 0,4 кВ, должны выбирать в соответствии с нагрузками в разных режимах работы ПС с учетом коэффициентов одновременности их загрузки, а также перегрузочной способности трансформатора. Мощность каждого трансформатора собственных нужд с НН 0,4 кВ должна быть не более 630 кВ•А для подстанций ПС 110 (150) кВ. Увеличение количества или единичной мощности ТСН допускается при соответствующем технико-экономическом обосновании.
Расчет нагрузок выполняется для летнего и зимнего периодов работы оборудования. Расчет электропотребителей напряжением до 1 кВ производится для каждого узла питания (распределительного пункта, шкафа, сборки, распределительного шинопровода, щит станции управления, троллея, магистрального шинопровода, цеховой трансформаторной подстанции и др.), а также по цеху, корпусу в целом. При включении однофазного электропотребителя на фазное напряжение он учитывается как эквивалентный трехфазный электропотребитель с номинальной мощностью, равной тройному значению мощности однофазного электропотребителя. При наличии группы однофазных электроприемников, которые должны быть распределены по фазам с неравномерностью, номинальная мощность эквивалентной группы трехфазных электроприемников принимается равной тройному значению мощности наиболее загруженной фазы.
Питание сторонних потребителей от сети СН не допускается.
Требования по обеспечению безопасности, защите от отклонений напряжения и электромагнитных помех для низковольтных электроустановок системы собственных нужд принимаются по ГОСТ Р 50571-4-44.