Меню

Номинальное напряжение трансформатора собственных нужд

ТСН: собственные нужды — особые требования

Статья посвящена особой группе трансформаторов, которые обеспечивают надежность работы подстанций — трансформаторам собственных нужд (ТСН). На основе подробного анализа условий функционирования трансформаторов собственных нужд представлены особенности их характеристик, а также выбор параметров и конструктивных схем ТСН.

Назначение трансформаторов собственных нужд

Использование электроэнергии предполагает ее транспортировку, трансформацию и распределение. Последние «процедуры» осуществляются на трансформаторных или распределительных подстанциях (ТРП, РП). Подстанции (ПС) — это комплекс устройств, которые обеспечивают надежность электроснабжения потребителей. Практически все эти устройства работают от электричества. Поэтому каждая ПС имеет свое электрохозяйство, и основным элементом его являются трансформаторы собственных нужд (ТСН).

Состав нагрузок собственных нужд ПС [1-3] зависит от класса напряжения и мощности основных трансформаторов. Для ПС класса напряжения до 220 кВ к ТСН может подключаться форсированная система охлаждения силовых трансформаторов. Трансформаторы собственных нужд должны обеспечить функционирование систем РЗиА, пожаротушения. От них запитываются обогревающие устройства шкафов и ячеек, зарядные устройства аварийного и штатного освещения. Полный перечень приёмников собственных нужд и их характеристики по ответственности и длительности включения приведены в таблице на рис. 1. Самыми значимыми, наиболее ответственными приемниками СН являются системы управления, автоматические приборы, охранное оборудование, сигнализация, релейная защита, телемеханика. Классификация приёмников собственных нужд приведена на рис. 1а. Мощности приёмников СН приведены в таблицах на рис. 1б-1ж.

Насосы пожаротушения имеют мощность 2 кВт, количество их может составлять от 100 до 250 штук. Мощность отопления насосной станции пожаротушения — 20 кВт. Мощность, потребляемая на освещение может составлять 2,2 кВт. На отопление закрытых РУ при наружной температуре минус 20-40 градусов Цельсия расходуется до 100 кВт, на устройство связи — до 6 кВт, на аварийную сигнализацию до 0,2 кВт.

Как видно из перечня оборудования, снабжаемого электричеством от ТСН, значимость надежности этих трансформаторов крайне высока. Поэтому и расчет мощности, и параметры, и конструктивные особенности ТСН требуют от производителей трансформаторов самого ответственного отношения выпуску данного вида трансформаторного оборудования.

Особенности эксплуатации ТСН

Схема присоединения трансформатора собственных нужд (рис. 2) определяется типом оперативного тока (рис. 3 и рис. 4). На рис. 3 ТСН подключен через предохранители к вводам низкого напряжения силового трансформатора до высоковольтных выключателей. На рис. 4 приведена схема включения ТСН при постоянном оперативном токе.

—В связи с необходимостью обеспечить максимально высокую надежность работы ПС, при эксплуатации трансформаторов собственных нужд, во-первых: они запитываются от разных секций (если их два); во-вторых: никаких приемников, кроме собственных нужд к ТСН не может быть подключено; в-третьих: ТСН должны работать независимо от АВР. Также для большей надежности работы ПС ТСН подключается с применением нейтрали (заземленной или изолированной). В линию нейтрали устанавливается катушка индуктивности, которая необходима для компенсации емкостного тока при фазном замыкании на землю.

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 Р уст и Q уст известны
  • k c — 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.

Читайте также:  Чем защитить компьютер от скачков напряжения

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.

Заключение

Особая ответственность ТСН в гарантировании надежного электроснабжения определяет и особые требования к ним при их проектировании, и также необходимость высокого качества их изготовления. При этом, по мнению авторов статей [4, 5], необходима корректировка основных нормативных документов по проектированию подстанций. С учетом современного тренда цифровизации, конструкция ТСН безусловно требует коренной инновационной переработки. ТСН должен стать «умным» трансформатором.

Автор статьи выражает искреннюю благодарность ГК «Трансформер» за предоставленные материалы (технические и другие данные).

Список литературы

  1. Герасименко А. А., Федин В. Т. «Передача и распределение электрической энергии». — Красноярск. — Издательские проекты. — 2006. — 720 с.
  2. «ТСН (трансформатор собственных нужд ка средств жизнеобеспечения электроустановки». [Электронный ресурс]. Дата обращения 28.01.2021).
  3. «Приемники собственных нужд ПС». [Электронный ресурс]. Дата обращения 28.01.2021.
  4. 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.
  5. 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

Источник



Трансформаторы собственных нужд

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.

Читайте также:  Видимый разрыв цепей напряжения

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:

Источник

Выбор мощности собственных нужд, расчет, формула, таблица мощности потребителей

Номинальную мощность трансформаторов собственных нужд выбирают в соответствии с их расчетной нагрузкой Sрасч. Последняя определяется суммой мощностей всех электроприемников, которые присоединены к данному трансформатору.

При определении Sрасч возникают трудности из-за зависимости Sрасч от Кзгр, cos, наличия резервных и нормально не работающих механизмов СН, а также трансформаторов второй ступени напряжения 6/0,4 кВ. Поэтому проектные организации применяют упрощенную методику определения Sрасч через расчетные переводные коэффициенты Красч для групп электродвигателей и для трансформаторов второй ступени.

Расчетная нагрузка, кВА, на трансформатор собственных нужд первой ступени трансформации составляет:

где Красч д1 – расчетный переводной коэффициент для группы двигателей первой ступени напряжения (6 кВ) общим числом nд1;

Читайте также:  Симисторный стабилизатор напряжения для чего

Ррасч д1 – расчетная мощность на валу каждого из двигателей первой ступени, кВт;

Красч т2 – расчетный переводной коэффициент для группы трансформаторов второй ступени трансформации общим числом nт2;

Sрасч т2 – расчетная мощность каждого из трансформаторов второй ступени, кВА.

В коэффициенте Красч д1 кроме численного значения заложено приве дение размерности активной мощности (кВт) к полной мощности (кВА).

Поэтому несмотря на то, что Ррасч д1 измеряется в кВт, итоговое значение Sрасч т1 имеем в кВА.В величину Sрасч т1 включают и электродвигатели резервных агрегатов СН, и резервных трансформаторов второй ступени, а также электродвигатели и трансформаторы надежного питания, работающие в нормальном режиме.

Электроприемники, работающие эпизодически (например, электродвигатели резервного возбудителя, насоса кислотной промывки), а также электродвигатели механизмов систем расхолаживания, работающие только в аварийном режиме при определении Sрасч т1 не учитывают. На основе опыта проектирования и эксплуатации принято Красч д1 = Красч т2 = 0,9.

Величина Ррасч д1 может быть найдена через номинальную мощность двигателя Рн д1, если известен его коэффициент загрузки:

Величина Ррасч д1 может быть найдена также из выражения для мощности, потребляемой на валу механизма, которая находится без участия Кзгр по формуле (98).

Величина Sрасч т2 может быть найдена через номинальную мощность трансформатора Sн т2, если известен его коэффициент загрузки:

Определение расчетной нагрузки на резервный (пускорезервный) трансформатор собственных нужд производится аналогично. В любом случае резервный трансформатор собственных нужд должен обеспечить длительную замену рабочего. В схемах без выключателя между генератором и повысительным трансформатором должна обеспечиваться замена рабочего выбранного трансформатора и одновременно пуск или останов другого реакторного блока. При этом в величине Sрасч от запускаемого (останавливаемого) блока учитываются только электроприемники, работающие при пуске или останове.

Расчетную нагрузку трансформаторов второй ступени также определяют через расчетные переводные коэффициенты, но ввиду неоднородности состава электроприемников их разбивают на четыре группы с соответствующими значениями обобщенных переводных коэффициентов

где Рн1 – суммарная номинальная мощность постоянно работающих электродвигателей второй ступени единичной мощностью от 70 до 200 кВт;

Рн2 – суммарная номинальная мощность периодически работающих электродвигателей второй ступени единичной мощностью менее 100 кВт;

Рн3 – суммарная номинальная мощность электродвигателей задвижек, колонок дистанционного управления и т.д.; ?Рн4 – суммарная номинальная нагрузка освещения и электрообогрева.

В виде примера определена нагрузка (табл.1.1) на рабочий ТСН (двухобмоточный с расщепленными обмотками низшего напряжения) энергоблока 800 МВт, а в табл.1.2 – нагрузка на рабочий ТСН (двухобмоточный без расщепления) энергоблока 100 МВт.

В табл.1.1, 1.2 число и мощность трансформаторов 6/0,4 кВ приняты по аналогии с действующими блоками. При этом не требуется вычислений по формулам (1.3) и (1.4) для двигателей на напряжении 0,4 кВ, а для двигателей на напряжении 6 кВ Ррасч д1 определяется через Кзгр – формула (1.2).

На основании величины расчетной нагрузки на трансформатор (Sрасч т1 = 51,15 МВА по табл.1.1 и Sрасч т2 = 14,78 МВА по табл.1.2) выбирается его тип.

Применительно к АЭС выбор мощности ТСН представлен в работе , в табл.15 приложения для блока РБМК-1000, схема которого представлена на рис.10, стр.58 . В табл.15 знаком * обозначены потребители, не участвующие в расчете мощности трансформаторов.

Источник

Adblock
detector