Содержание

Введение
Глава 1. Структура предприятия
1.1. Структура ЦЭС
Глава 2. Принципиальные схемы главных понизительных подстанций и их описание
2.1. Подстанция Азотная- 110/6/6 кВ
2.2. Подстанция Кислотная- 110/6/6 кВ
Глава 3. Основное оборудование главных понизительных подстанций
3.1. Эксплуатация силовых трансформаторов и реакторов
3.2. Комплектные распределительные устройства (КРУ)
Глава 4. Генерация электроэнергии на предприятии
Глава 5. Релейная защита и автоматика подстанции Кислотная 110/6/6 кВ
5.1. Релейная защита трансформатора Т-1 (Т-2) подстанции Кислотная 110/6/6 кВ
5.2. Газовая защита трансформатора Т-1 (Т-2)
5.3. Устройство КЦС
Список использованных источников

Введение

Химический завод ОАО «Минудобрения» расположен в г.Россошь Воронежской области. Это крупное предприятие химической промышленности России, единственный производитель минеральных удобрений в Центрально-Черноземном регионе. Строительство предприятия началось в 1972 году.

В 1979 были введены в строй цех по производству слабой азотной кислоты и аммиачной селитры.

В 1981 году получена первая продукция — аммиачная селитра. В этом же году запущено производство аммиака.

В 1983 году пущен первый цех по производству сложных азотно-фосфорно-калийных удобрений – азофоски.

В 1984 году начал выпускать продукцию второй агрегат слабой азотной кислоты. Введен в эксплуатацию второй цех по производству азофоски.

В 1988 году построен и введен в эксплуатацию второй агрегат аммиака. Получена первая продукция на установке по производству жидкой кальциевой селитры. С вводом мощностей строятся и вводятся в эксплуатацию природоохранные объекты.

В 1989 году Россошанский химический завод преобразован в Россошанское производственное объединение «Минудобрения».

В1992 году зарегистрировано Открытое Акционерное общество «МИНУДОБРЕНИЯ».

В 2003 году предприятие прошло сертификацию соответствия системы менеджмента качества требованиям ГОСТ 9001-2001.

В 2004 году международным сертификационным органом SGS (Швейцария) предприятию выдан Международный сертификат соответствия системы менеджмента качества требованиям стандарта ISO 9001:2000.

В 2011году ОАО «Минудобрения» прошло сертификацию интегрированной системы менеджмента на соответствие требованиям Международных стандартов ISO 9001:2008 и ISO 14001:2004 в международном сертификационном органе TÜV THÜRINGEN e.V.

На территории предприятия ОАО «Минудобрения» имеются две главные понизительные подстанции глубокого ввода – Азотная 110/6/6 кВ и Кислотная 110/6/6 кВ.

Внешнее электроснабжение каждой подстанции Азотная и Кислотная  осуществляется от подстанции  Придонская – 220/110 кВ по двум одноцепным ЛЭП – 110 кВ.

Потребителями 6 кВ  подстанций Азотная и Кислотная являются вторичные подстанции 6 кВ комплекса производств нитроаммофоски, аммиака, азотной кислоты и селитры.

Так же на территории предприятия находятся 18 РУ-6 кВ со шкафами комплектного распределительного устройства серии КРУ2-10Э/Э-20, КМ-I, ВМ-I; «Испытательная станция» 6/0,4 кВ с ячейками типа КСО, 55 КТП 6/0,4 кВ, 5 ТП-6/0,4 кВ, 2 КТП-6/0,4 кВ мачтового типа и 3 КТП-6/0,4 кВ киоскового типа. В котельном цехе (КЦ) имеются 3 турбогенератора типа Т-12-2У3 мощностью   2500-12000 кВт.

Электроснабжение предприятия ОАО «Минудобрения» находится в ведении цеха электроснабжения (ЦЭС).

Средняя суммарная потребляемая мощность предприятия составляет 46 МВт.

Глава 1. Структура предприятия

В состав ОАО «Минудобрения»  входят следующие структурные подразделения:

— заводоуправление с бухгалтерией и отделами (отдел охраны труда и промышленной безопасности, отдел охраны природы и т.д.);

— цех производства аммиака (АМ);

— цех производства азотной кислоты (АК);

— цех аммиачной селитры (АС);

— цех производства жидких минеральных удобрений (ПЖМУ);

— цех производства фосфорных удобрений (ПФУ);

— цех электроснабжения (ЦЭС);

— централизованная ремонтная служба (ЦРС);

— электроремонтный цех (ЭРЦ);

— цех нейтрализации и очистки сточных вод (НОПСВ);

— газоспасательная служба (ВГСО);

— железнодорожный цех (ЖДЦ);

— котельный цех (КЦ);

— ремонтно-строительная служба (РСЦ);

— цех автоматики и связи (АиС);

— авто-хозяйственный цех (АХЦ);

— цех общепит и т.д.

1.1. Структура ЦЭС

— административно-техническое руководство;

— участок сетей;

— участок подстанций;

— участок релейной защиты и высоковольтных испытаний;

— участок оперативного персонала.

Глава 2. Принципиальные схемы главных понизительных подстанций и их описание

2.1. Подстанция Азотная- 110/6/6 кВ

На подстанции Азотная – 110/6/6 кВ установлены два двухобмоточных трансформатора типа ТРДЦН – 63 000/110/6/6 кВ.

Основные параметры трансформатора ТРДЦН –630 000/110/6/6 кВ приведены в таблице 1.

Подстанция Азотная состоит из ОРУ – 110 кВ и двух ЗРУ – 6 кВ, каждое из которых состоит из 4-х секций, оборудованных шкафами КРУ2-10-20У3. Трансформаторы 2х63 МВА работают раздельно на свои секции.

На ОРУ – 110 кВ отсутствуют коммутационные аппараты – ЛЭП – 110 кВ подключена непосредственно на ввод высокого напряжения трансформатора.

ЗРУ – 6 кВ комплектуется из шкафов КРУ с выключателями ВМП-10К-600÷1500 А на отходящих линиях и для секционирования и ВМП-10Э-3500 А на вводах       6 кВ.

В аварийном режиме при отключении одного из работающих трансформаторов с помощью секционных масляных выключателей АВР переключает нагрузки всех секций отключившегося трансформатора на оставшийся в работе трансформатор.

Потребителями 0,4 кВ являются токоприёмники собственных нужд подстанции: освещение территории ОРУ – 110 кВ и двух ЗРУ – 6 кВ, двигатели охлаждения трансформаторов 63 МВА, вентиляция подстанции.

2.2. Подстанция Кислотная- 110/6/6 кВ

На подстанции Кислотная – 110/6/6 кВ установлены два двухобмоточных трансформатора типа ТРДН – 40 000/110/6/6 кВ.

Основные параметры трансформатора ТРДН – 40 000/110/6/6 кВ приведены в таблице 1.

Подстанция Кислотная состоит из ЗРУ – 110 кВ и ЗРУ – 6 кВ, состоящего из 4-х секций, оборудованных шкафами КРУ2-10-20У3. Трансформаторы 2х40 МВА работают раздельно на свои секции.

В ЗРУ – 110 кВ установлены следующие аппараты: отделители, разъединители, короткозамыкатели, разрядники на напряжение 110 кВ.

ЗРУ – 6 кВ комплектуется из шкафов КРУ с выключателями ВМП-10К-600÷1500 А на отходящих линиях и для секционирования и ВМП-10Э-3000 А на вводах       6 кВ.

В аварийном режиме при отключении одного из работающих трансформаторов с помощью секционных масляных выключателей АВР переключает нагрузки всех секций отключившегося трансформатора на оставшийся в работе трансформатор.

Потребителями 0,4 кВ являются токоприёмники собственных нужд подстанции: освещение ЗРУ – 110 кВ и ЗРУ – 6 кВ, двигатели охлаждения трансформаторов 40 МВА, вентиляция подстанции.

Релейная защита и автоматика на трансформаторах 40 МВА и 63 МВА, вводах 6 кВ, секционных масляных выключателях выполнена на основании типовых проектов института «ЭСП» г. Москва, №407-0-89/73 «Полные схемы и типовые блоки управления, автоматики и защиты элементов подстанции 110-220 кВ на постоянном токе».

Глава 3. Основное оборудование главных понизительных подстанций

3.1. Эксплуатация силовых трансформаторов и реакторов

Установка трансформаторов и реакторов должна осуществляться в соответствии с правилами устройства электроустановок и нормами технологического проектирования подстанций.

Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию трансформаторов и реакторов должны выполняться в соответствии с руководящими документами (инструкциями) заводов-изготовителей.

При эксплуатации силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должна обеспечиваться их надежная работа. Нагрузки, уровень напряжения, температура, характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения, защиты, маслохозяйство и другие элементы должны содержаться в исправном состоянии.

Трансформаторы (реакторы), оборудованные устройствами газовой защиты, должны устанавливаться так, чтобы крышка (съемная часть бака) имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1%. При этом маслопровод к расширителю должен иметь уклон не менее 2%.

Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла трансформатора (реактора) в данный момент.

Обслуживающий персонал должен вести наблюдение за температурой верхних слоев масла по термосигнализаторам и термометрам, которыми оснащаются трансформаторы с расширителем, а также за показаниями мановакуумметров у герметичных трансформаторов, для которых при повышении давления в баке выше 50 кПа (0,5 кгс/см2) нагрузка должна быть снижена.

Воздушная полость предохранительной трубы трансформатора (реактора) должна быть соединена с воздушной полостью расширителя.

Уровень мембраны предохранительной трубы должен быть выше уровня расширителя.

Мембрана выхлопной трубы при ее повреждении может быть заменена только на идентичную заводской.

Стационарные установки пожаротушения должны находиться в состоянии готовности к применению в аварийных ситуациях и подвергаться проверкам по утвержденному графику.

Гравийная засыпка маслоприемников трансформаторов (реакторов) должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться.

При загрязнении гравийной засыпки (пылью, песком и т.д.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью.

При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной более 3 мм, появлении растительности или невозможности его промывки должна осуществляться замена гравия.

На баках трехфазных трансформаторов наружной установки должны быть указаны подстанционные номера. На группах однофазных трансформаторов и реакторов подстанционный номер указывается на средней фазе. На баки группы однофазных трансформаторов и реакторов наносится расцветка фаз.

Трансформаторы и реакторы наружной установки окрашиваются в светлые тона краской, устойчивой к атмосферным воздействиям и воздействию трансформаторного масла.

На дверях трансформаторных пунктов и камер с наружной и внутренней стороны должны быть указаны подстанционные номера трансформаторов, а также с наружной стороны должны быть предупреждающие знаки. Двери должны быть постоянно закрыты на замок.

Осмотр и техническое обслуживание высоко расположенных элементов трансформаторов и реакторов (более 3 м) должны выполняться со стационарных лестниц с перилами и площадками наверху с соблюдением правил безопасности.

Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться толчком на полное напряжение. Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, могут включаться в работу вместе с генератором подъемом напряжения с нуля.

Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей и минимума потерь должно определяться число одновременно работающих трансформаторов.

В распределительных электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно измерения нагрузок и напряжений трансформаторов производят в первый год эксплуатации не менее 2 раз — в период максимальных и минимальных нагрузок, в дальнейшем — по необходимости.

Резервные трансформаторы должны содержаться в состоянии постоянной готовности к включению в работу.

Нейтрали обмоток напряжением 110 кВ трансформаторов и реакторов должны работать, как правило, в режиме глухого заземления. Иной режим работы нейтралей трансформаторов напряжением 110 кВ и способы их защиты устанавливает энергоснабжающая организация.

При автоматическом отключении трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений трансформатор (реактор) можно включать в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных дефектов (повреждений).

В случае отключения трансформатора (реактора) от защит, действие которых не связано с его внутренним повреждением, он может быть включен вновь без проверок.

При срабатывании газового реле на сигнал должен быть произведен наружный осмотр трансформатора (реактора) и отбор газа из реле для анализа и проверки на горючесть.

Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его срабатывания трансформатор (реактор) должен быть разгружен и отключен в кратчайший срок.

Если газ в реле негорючий и признаки повреждения трансформатора отсутствуют, а его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, он может быть включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Продолжительность работы трансформатора в этом случае устанавливает ответственный за электрохозяйство Потребителя. По результатам анализа газа из газового реле, анализа масла и других измерений и испытаний необходимо установить причину срабатывания газового реле на сигнал, определить техническое состояние трансформатора (реактора) и возможность его нормальной эксплуатации.

Масло в расширителе трансформаторов (реакторов), а также в баке или расширителе устройства регулирования напряжения под нагрузкой (далее — РПН) должно быть защищено от соприкосновения с воздухом. У трансформаторов и реакторов, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнение масла, эти устройства должны быть постоянно включены, независимо от режима работы трансформатора (реактора). Указанные устройства должны эксплуатироваться в соответствии с инструкцией заводов-изготовителей.

Допускается параллельная работа трансформаторов (автотрансформаторов) при условии, что ни одна из обмоток не будет нагружена током, превышающим допустимый ток для данной обмотки.

Параллельная работа трансформаторов разрешается при следующих условиях:

— группы соединений обмоток одинаковы;

— соотношение мощностей трансформаторов не более 1:3;

— коэффициенты трансформации отличаются не более чем на ±0,5%;

— напряжения короткого замыкания отличаются не более чем на ±10%;

— произведена фазировка трансформаторов.

Для выравнивания нагрузки между параллельно работающими трансформаторами с различными напряжениями короткого замыкания допускается в небольших пределах изменение коэффициента трансформации путем переключения ответвлений при условии, что ни один из трансформаторов не будет перегружен.

Таблица 1. Параметры силовых трансформаторов главных понизительных подстанций

В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

Таблица 2. Зависимость длительности перегрузки от перегрузки по току

На трансформаторах и реакторах с системами масляного охлаждения ДЦ, направленной циркуляцией масла в обмотках (далее — НДЦ), Ц, направленной циркуляцией масла в обмотках и принудительной — через водоохладитель (далее — НЦ) устройства охлаждения должны автоматически включаться (отключаться) одновременно с включением (отключением) трансформатора (реактора).

На номинальную нагрузку включение трансформаторов допускается:

— с системами охлаждения М и Д — при любой отрицательной температуре воздуха;

— с системами охлаждения ДЦ и Ц — при температуре окружающего воздуха не ниже минус 25°С. При более низких температурах трансформатор должен быть предварительно прогрет включением на нагрузку до 0,5 номинальной без запуска системы циркуляции масла. Система циркуляции масла должна быть включена в работу только после увеличения температуры верхних слоев масла до минус 25°С.

Количество включаемых и отключаемых охладителей основной и резервной систем охлаждения ДЦ (НДЦ), Ц (НЦ), условия работы трансформаторов с отключенным дутьем системы охлаждения Д определяются заводскими инструкциями.

Для трансформаторов с системами охлаждения Д при аварийном отключении всех вентиляторов допускается работа с номинальной нагрузкой в зависимости от температуры окружающего воздуха в течение следующего времени:

Таблица 3. Зависимость допустимой длительности работы от температуры окружающего воздуха

Для трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц допускается:

а) при прекращении искусственного охлаждения работа с номинальной нагрузкой в течение 10 мин или режим холостого хода в течение 30 мин.; если по истечении указанного времени температура верхних слоев масла не достигла 80°С; для трансформаторов мощностью свыше 250 МВ·А допускается работа с номинальной нагрузкой до достижения указанной температуры, но не более 1 ч;

б) при полном или частичном отключении вентиляторов или прекращении циркуляции воды с сохранением циркуляции масла продолжительная работа со сниженной нагрузкой при температуре верхних слоев масла не выше 45°С.

На трансформаторах с системой охлаждения Д электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при температуре масла 55°С или токе, равном номинальному, независимо от температуры масла. Отключение электродвигателей вентиляторов производится при снижении температуры верхних слоев масла до 50°С, если при этом ток нагрузки менее номинального.

Осмотр трансформаторов (реакторов) без их отключения должен производиться в следующие сроки:

— главных понижающих трансформаторов подстанций с постоянным дежурством персонала — 1 раз в сутки;

— остальных трансформаторов электроустановок с постоянным и без постоянного дежурства персонала — 1 раз в месяц;

— на трансформаторных пунктах — не реже 1 раза в месяц.

Внеочередные осмотры трансформаторов (реакторов) производятся:

— после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, сильный ветер и др.);

— при работе газовой защиты на сигнал, а также при отключении трансформатора (реактора) газовой или (и) дифференциальной защитой.

3.2. Комплектные распределительные устройства (КРУ)

Комплектные распределительные устройства, в дальнейшем КРУ предназначены для приема и распределения электроэнергии переменного тока промышленной частоты 50 гц при номинальном напряжении 6 и 10 кВ.

В состав КРУ входят:

— шкафы с аппаратурой и приборами первичной и вторичной коммутации;

— сборные шины и шины, соединяющие аппараты первичной коммутации со сборными шинами распредустройства;

— вторичные приборы, реле;

— линии и провода цепей вторичной коммутации.

Шкафы с аппаратурой и приборами первичной и вторичной коммутации состоят из:

— корпуса шкафа;

— выкатной тележки:

— релейного шкафа.

Корпус шкафа представляет собой жесткий каркас, обшитый снаружи металлическими листами и крышками, корпус разделен металлическими перегородками на четыре отсека:

  1. Отсек сборных шин образуется двумя стойками, верхней крышкой и нижней перегородкой с проходными изоляторами. В отсеке сборных шин на опорных изоляторах устанавливаются сборные шины с отпайками к верхним контактам штепсельных разъединителей.
  2. Отсек верхних контактов штепсельных разъединителей образуется нижней перегородкой шинного отсека с проходными изоляторами, верхней перегородкой отсека трансформаторов тока и съемной крышкой, устанавливаемой с задней стороны шкафа и боковыми листами обшивки.
  3. Отсек трансформаторов тока (линейный отсек) образуется верхней перегородкой, съемной крышкой, съемной перегородкой между линейным отсеком выкатной тележки и боковыми листами обшивки шкафа. В отсеке устанавливаются трансформаторы тока, разделки силовых высоковольтных кабелей, трансформаторы тока нулевой последовательности, розетки штепсельного разъединителя, ножи заземляющего разъединителя.
  4. Отсек для размещения выкатной тележки образуется съемным листом и шторками, открывающими автоматически при вкатывании тележки в рабочее положение. В нижней части отсека расположены швеллеры с рельсами для направления движения тележки в шкафу. На боковых стенках расположены рычажные механизмы для открывания шторок, заземляющие контакты, фиксаторы механизма вкатывания тележки, контрольные кабели и провода.

Сверху отсека устанавливается релейный шкаф с низковольтным разъемом.

Выкатная тележка блока выключателя представляет собой жесткий сварной каркас, на котором устанавливается выключатель, опорные изоляторы ОМБ-11, розетки разъединителя. На выключателе установлен механизм перемещения с блокирующим устройством, низковольтный разъем, пластины заземления.

Выкатная тележка имеет три положения: рабочее, контрольное и ремонтное. В рабочем положении тележка находится в корпусе шкафа, в фиксированном положении, надписи рабочего положения на тележке и ячейке совпадают, при этом цепи первичных и вторичных соединений, обеспечивающих нормальную работу шкафа, замкнуты.

В контрольном положении тележка в корпусе шкафа, в фиксированном положении, надписи контрольного положения на тележке и в ячейке точно совпадают, при этом цепи первичных соединений разомкнуты и находятся на безопасном (в отношении электрического пробоя) расстоянии друг от друга, а разъединяющие контакты вторичной коммутации, обеспечивающие возможность опробования выключателя  с приводом, могут быть замкнуты посредством штепсельного разъема или разомкнуты.

Ремонтное положение тележки – это такое положение, когда она выкатывается из корпуса шкафа, при этом цепи первичных и вторичных соединений разомкнуты. Цепи вторичных соединений для опробования работы привода с выключателем могут быть замкнуты с помощью сигнального удлинителя по отдельному указанию, при ремонтных работах.

В верхней части выключателя выходят провода вторичной коммутации, к которым припаивается вилка штепсельного разъема. Вилка разъема в ремонтном положении должны быть подвешена на скобе, размещенной на лицевой стороне тележки.

Выкатная тележка с разъединителем имеет конструкцию, аналогичную конструкции тележки с выключателем с тем отличием, что на ней установлены только розетки штепсельных разъединителей, а выкатная тележка с трансформатором напряжения отличается тем, что вместо выключателя на раме устанавливается трансформатор напряжения НТМИ-6 с предохранителями ПКТ-6 и отсутствуют нижние розетки штепсельных разъединителей.

Релейный шкаф представляет собой сварную металлическую конструкцию с дверью и съемной верхней крышкой. В нем размещены аппаратура управления, защиты и сигнализации, приборы учета и измерения. На задней стенке устанавливаются сигнальные реле, ключи управления, сигнальные лампы. На двери релейного шкафа могут устанавливаться счетчики электроэнергии и приборы типа Э-378.

В верхней части релейного шкафа установлен магистральный щиток, к которому крепятся магистральные шины и подключаются ответвления от магистралей, через автоматические выключатели, установленные на боковой и задней стенке внутри релейного шкафа.

В нижней части релейного шкафа установлен выходной клеммник и розетка низковольтного разъема для связи с аппаратурой, установленной на выкатной тележке.

Перечень и типы приборов, установленных в релейном шкафу определяются схемами соединений вторичных цепей шкафа.

Устройство и работа составных частей шкафа КРУ-2-10

Шторочный механизм.

Во всех шкафах КРУ с выкатными тележками устанавливаются защитные шторки, защищающие обслуживаемый персонал от случайного прикосновения с токоведущими частями, находящимся под напряжением при выкаченной из шкафа тележке.

При вкатывании тележки в шкаф, шторки автоматически поднимаются и розетки штепсельного разъединителя, установленные на выкатной тележке, приходят в контактное сочленение с ножами, установленными в шкафу. При выкатывании тележки шторки автоматически опускаются и закрывают проемы к ножам штепсельных разъединителей.

Открывание и закрывание шторок при вкатывании или выкатывании тележки производится с помощью двуплечих рычагов. На одном плече установлен ролик, в который упирается рама выкатной тележки, а другой конец посредством тяг связан со шторками.

При вкаченной тележке шторки надежно удерживаются в поднятом положении благодаря тому, что ролики двуплечих рычагов упираются в раму тележки.

При выкатывании выкатной тележки из шкафа шторки опускаются под действием собственного веса только в тот момент, когда ролики перестают упираться в раму.

Для смягчения ударов при опускании шторок на уголках установлены резиновые шайбы.

Заземляющий разъединитель.

При повороте рукоятки привода вверх ножи заземлителя при помощи тяги перемещаются и приходят в соприкосновение с ножами штепсельного разъединителя и тем самым осуществляется электрический контакт между фазами (закоротка) и электрический контакт с заземленными частями шкафа.

Привод заземляющего разъединителя состоит из подшипника, рукоятки и рычага. Подшипник крепится болтами к вертикальному уголку с правой стороны шкафа. На подшипнике закрепляется рукоятка и рычаг, к которому подсоединяется тяга.

На подшипнике имеются два упора, при помощи которых ограничивается движение рукоятки. Для предотвращения случайных и ошибочных операций необходимо на период производства работ на линии запереть привод на замок во включенном положении заземляющего разъединителя, для чего через отверстия в рукоятке и подшипнике продевается ушко висячего замка.

Скользящий контакт заземления выкатной тележки.

Выкатная тележка в шкафу должна иметь надежный электрический контакт с заземленным корпусом шкафа. Для осуществления такого контакта к корпусу тележки приварены стальные бобышки с резьбой, к которым на винтах прикрепляется медная шинка.

В шкафу устанавливается подвижная шинка с гибкой связью, имеющая надежный контакт с корпусом шкафа.

При вкате тележки в шкаф шинка соприкасается с подвижным контактом, пружина сжимается и создается необходимое контактное нажатие между шинками, установленными в шкафу и на тележке. Контакты для заземления тележки устанавливаются симметрично с обеих сторон шкафа, что повышает надежность всей цепи защитного заземления.

Механизм перемещения.

Перемещение выкатной тележки из ремонтного положения в контрольное и обратно осуществляется с помощью ручек, укрепленных на фасадной стороне тележки.

Перемещение выкатной тележки из контрольного положения в рабочее (доводка) и обратно осуществляется при помощи установленного на ней червячного  редукторного механизма.

Механизм перемещения работает следующим образом:

  1. Для перемещения выкатной тележки из одного положения в другое выключают масляный выключатель. Вал масляного выключателя поворачивается и отводит зажим от скобы. Скоба за ручку перемещается вручную вправо и отводит муфту от червячного колеса. При этом фиксатор выходит из отверстия в корпусе, тяга перемещается вправо и блокирует движение включающей собачки масляного выключателя.
  2. Ручкой через червяк и червячное колесо, приводится во вращение вал механизма перемещения, который перемещает выкатную тележку в новое положение.
  3. Когда вал механизма перемещения достигает заданного положения фиксатор входит в соответствующее отверстие в корпусе под действием пружины, перемещающей муфту влево скоба принимает исходное положение, оттягивая тягу с рычагом и освобождает включающую собачку выключателя. Устройство тележек с выключателями на 1600 и 3200А аналогично, с той лишь разницей, что фиксатор положения тележки освобождает червячный механизм при движении его на себя.

Выкатывание тележки из шкафа производится в следующем порядке:

  1. Отключить масляный выключатель.
  2. Отключить в релейном шкафу автоматы цепей управления.
  3. Рассоединить штепсельный разъем.
  4. Рукояткой выкатить тележку.

Вкатывание тележки производится в обратном порядке.

Блокировочные механизмы.

В шкафах КРУ с выключателем предусмотрены блокировки, не допускающие:

  1. Выкатывание выкатной тележки из рабочего положения при включенном выключателе.
  2. Вкатывание выкатной тележки в рабочее положение при включенном выключателе.
  3. Включение выключателя в промежутке между рабочим и контрольным положением при помощи оперативного тока.
  4. Блокировка выключателей выполнена таким образом, что позволяет оперировать механизмом вкатывания только тогда, когда выключатель отключен.

В шкафах с заземляющими разъединителями предусмотрены блокировки, заключающиеся в том, что когда выкатная тележка находится в шкафу в рабочем положении, включить заземляющий разъединитель не представляется возможным, так как угольник, установленный на правой боковой стенке тележки, заходит за кулачок, имеющийся на рукоятке, и тем самым препятствует повороту рукоятки.

Когда заземляющий разъединитель включен, вкатить тележку в рабочее положение нельзя, т.к. угольники упираются в тело рукоятки, таким образом тележка может находиться в контрольном и ремонтном положении.

В шкафах КРУ со штепсельными разъединителями и в шкафах с силовыми предохранителями предусмотрена блокировка, препятствующая выкатыванию выкатной тележки из рабочего положения под нагрузкой. Блокировка осуществляется при помощи блок-замка ЗБ-1.

Штепсельный разъединитель.

Штепсельный разъединитель состоит из неподвижных ножей, установленных на опорных изоляторах в шкафу, и ламельных раздвигающихся контактов-розеток, установленных на выкатной тележке.

Розеточный контакт состоит из ламелей, которые удерживаются на контактной пластине при помощи пластин и осей, контактное давление осуществляется пружинами. Для уменьшения переходного сопротивления концы ножа, контактные пластины и концы ламелей имеют гальваническое покрытие серебром.

Токопроводы.

Применяются для соединения сборных шин противостоящих секций КРУ. Токопровод состоит из двух угловых кожухов, которые прикрепляются болтами к стойкам сборных шин и средних кожухов. Каждый кожух имеет жесткий сварной каркас из угловой стали, Сверху на каркасе устанавливаются съемные крышки, а боковые стенки и дно обшиты стальными листами. Внутри кожухов установлены опорные изоляторы с шинодержателями и токоведущие шины.

Глава 4. Генерация электроэнергии на предприятии

В котельном цехе (КЦ) имеются 3 турбогенератора типа Т-12-2У3, вращение которых обеспечивается излишками водяного пара технологического процесса производства минеральных удобрений.

Таблица 4. Основные параметры турбогенераторов Т-12-2У3

Устройство и работа составных частей

Турбогенератор изготовлен в закрытом исполнении, с замкнутым циклом вентиляции.

Статор.

Сердечник статора состоит из пакетов электротехнической стали разделенных вентиляционными каналами.

Пакеты запрессовываются в корпус статора между нажимными кольцами из немагнитного чугуна.

Обмотка статора – двухслойная, стержневая  с укорочением шага, с эвольвентной формой лобовых частей. Изоляция обмотки статора типа «Монолит-2» класса нагревостойкости «F».

Ротор.

Обмотка возбуждения с изоляцией класса нагревостойкости «F» уложена в пазы выполненные в бочке ротора.

Лобовые части обмотки плотно расклиниваются распорками и сверху закрываются стеклотексталитовыми сегментами и бандажными кольцами.

На поверхности бочки ротора выполнены рифления для увеличения поверхности теплоотдачи.

На роторе установлены вентиляторы.

На турбогенераторе установлен стояковый подшипник скольжения с циркуляционной смазкой под давлением от масляной системы турбины с визуальным наблюдением за струей стекающего масла.

Температура масла контролируется посредством ртутного термометра. Температура баббита вкладыша контролируется дистанционно посредством термопреобразователя сопротивления.

Стояк подшипника изолирован электрически от фундаментной плиты и маслопровода. Для смазки подшипника применяется масло турбинное марок Т-22, Т-30 ГОСТ 32-74 или масло турбинное с присадками марки Тп-22 ГОСТ 9972-74.

Система охлаждения и вентиляции.

Для охлаждения циркулирующего в турбогенераторе воздуха используются водяные охладители, состоящих из латунных трубок с алюминиевым оребрением, которые своими концами развальцовываются в трубных досках.

К трубным доскам крепятся водораспределительные крышки с фланцами для подвода и отвода охлаждающей воды.

Охлаждение турбогенератора воздушное посредством двухструйной  системы вентиляции по замкнутому циклу от вентиляторов, установленных на валу ротора.

Для охлаждения ротора используется часть воздуха зоны высокого давления поступающего в воздушный зазор, охлаждая наружную поверхность ротора.

Охлаждение возбудителя осуществляется от общей системы вентиляции турбогенератора.

Воздух из зоны в.д. через окна в лапах статора, воздуховоды фундаментной плиты поступает в возбудитель. Прошедший через возбудитель воздух выходит через среднюю часть плиты в зону н.д.

Контрольно-измерительные приборы. Объекты теплового контроля.

Тепловой контроль турбогенератора осуществляется термопреобразователями сопротивления в следующих точках:

  1. Активная зона статора. В наиболее нагретой части пазов статора “сталь” и между слоями обмотки “медь” каждой фазы.
  2. Камера холодного воздуха. Температура холодного воздуха в струях входящего воздуха в нижней части корпуса статора.
  3. Камера горячего воздуха. В общей струе воздуха на выходе из статора.
  4. Холодная и горячая вода. Контроль температуры холодной и горячей воды на подводящих трубопроводах.
  5. Вкладыш подшипника. Температура вкладыша подшипника контролируется прибором непрерывного действия, входящим в комплект турбины.

На основном патрубке подшипника установлен ртутный термометр для контроля температуры выходящего из подшипника масла.

6) Контроль температуры нагрева ротора производится определением  среднего превышения температуры обмотки над температурой входящего в машину холодного воздуха согласно методики п.6.8 « Технического описания и инструкции  по эксплуатации турбогенератора».

Для выполнения сигнализации, действующей при появлении воды в корпусе статора установлен датчик «росы»

Режимы работы турбогенератора.

Допустимые режимы:

Допустимые режимы при отклонении напряжения на выводах генератора от номинального значения приведены в Приложении №3, таблица 1.

Работа при напряжении свыше 110% от номинального значения недопустима.

Турбогенератор сохраняет номинальную мощность при отклонении частоты переменного тока от номинальной на +2,5%. Работа генератора при частоте, отличающейся от номинальной более, чем на 2,5% недопустима.

Турбогенератор сохраняет номинальную мощность при одновременном отклонении напряжения на выводах до +5% и частоты переменного тока до + 2,5 % от номинальных значений, при этом в режимах работы с повышенным напряжением и пониженной частотой сумма абсолютных значений отклонений (в %) напряжения и частоты не должна превосходить 6%.

Допустимые режимы при отклонениях температуры входящего воздуха приведены в Приложении №3 таблица 2. Нижний предел температуры охлаждающего воздуха определяется из условий отпотевания воздухоохладителей и должен быть не ниже 200С.

Работа турбогенератора при пониженном (опережающем) cos j допускается при условии, что ток ротора не превышает номинального значения, для чего снижают полную мощность согласно таблице 5.

Таблица 5. Допустимые режимы работы турбогенератора при изменении напряжения на зажимах

Допустимые температуры активных частей турбогенератора и вкладыша подшипника приведены в таблице 6.

Таблица 6. Допустимые температуры активных частей турбогенератора и вкладыша подшипника 

Таблица 7. Измерение мощности турбогенератора в зависимости от температуры входящего воздуха

В аварийных условиях турбогенератор допускает кратковременные перегрузки по току статора при кратности тока перегрузки, отнесенной к номинальному его значению согласно таблице 8. Допустимая перегрузка по току ротора определяется допустимой перегрузкой статора.

Таблица 8. Кратковременные перегрузки

Несимметричные режимы нагрузки турбогенератора должны быть соответственно ограничены по величине токов обратной последовательности.

Допустимое значение разности токов фаз при длительной несимметричной нагрузке равно 10 %.

Ток в наиболее нагруженной фазе не должен превышать допустимого значения для данных условий работы на симметричную нагрузку.

При потере возбуждения турбогенератора допускается кратковременная работа в асинхронном режиме (А.Р.) продолжительностью не более 30 мин. А.Р. требует намагничивающего тока из сети, к которой присоединена обмотка статора.

Величина намагничивающего тока в долях номинального тока статора равна отношению короткого замыкания (О.К.З.) и составляет 300 А.

В А.Р., при работе с некоторым скольжением, на поверхности бочки ротора и в бандажах протекают токи аналогично токам при несимметричной нагрузке.

Величина этих токов зависит от скольжения и, следовательно, от нагрузки. Предельно допустимый ток статора в АР, не более 1,1 от номинального. В среднем такому току статора соответствует активная нагрузка 60% от номинальной.

Система возбуждения генератора

Для питания обмотки возбуждения ротора генератора применено бесщёточное возбудительное устройство в состав которого входит:

— возбудитель бесщеточный диодный ВБД-80-3000 У3;

— система управления возбуждением типа КОСУР-240,обеспечивающая питание обмотки возбуждения возбудителя автоматически регулируемым постоянным током.

— ВТ – трехфазная группа высоковольтных трансформаторов типа ОЛС-1,25/6У2 питания тиристорных преобразователей системы управления КОСУР240 по схеме самовозбуждения  от шин статора генератора Г;

— ТТ измерительный трансформатор  тока статора;

— ТН измерительный трансформатор напряжения генератора с автоматическими выключателями SF6 и SF7.

Система управления возбуждением КОСУР240 имеет два цифровых канала регулирования, каждый из которых состоит из программных модулей, реализующих функции регуляторов возбуждения, системы управления возбуждением и защит возбуждения. Система содержит два канала силового питания с двумя тиристорными преобразователями, один из которых питается по схеме самовозбуждения, а другой от трансформатора собственны нужд (СН) ТЭЦ.

Основные технические данные бесщёточного возбудителя ВБД-80-3000 У3 приведены в таблице 9.

Таблица 9. Основные технические данные бесщёточного возбудителя ВБД-80-3000 У3

Система управления КОСУР240

Система управления КОСУР240 обеспечивает следующие режимы работы генератора:

начальное возбуждение;

холостой ход;

подгонку напряжения статора генератора к напряжению сети;

включение генератора в сеть методом точной синхронизации;

— работу в объединенной и автономной энергосистемах при отклонении напряжения статора генератора ±7,5% от номинального значения  и частоты ±2% от номинальной величины с нагрузками от холостого хода до номинальной, а также с перегрузками, соответствующими ГОСТ 183 и ГОСТ 533;

— форсировку возбуждения с заданной кратностью;

— гашение поля генератора штатное — путем перевода тиристорных преобразователей в инвертный режим или аварийное отключением питания тиристорных преобразователей от действия защит возбуждения или генератора;

— разгрузку генератора по реактивной мощности до величины близкой к нулю при штатном останове генератора;

— отключение возбуждения оператором или автоматически при отключении выключателя генератора; 

Система управления содержит регуляторы, входящие в каждый канал регулирования:

— Автоматический регулятор напряжения статора UГ генератора;

— «Регулятор cos φ» коэффициента мощности генератора;

— «Регулятор Q» реактивной мощности генератора;

— Регулятор тока возбуждения (ручной режим);

Комплекс защит системы возбуждения ( КЗВ), функционально входящий в каждый канал регулирования, обеспечивает следующие защиты:

— От коротких замыканий во вращающейся части бесщеточного возбудителя;

— От потери возбуждения;

— От повышения напряжения статора генератора в режиме холостого хода;

— От снижения частоты напряжения статора генератора в режиме холостого хода;

— От превышения предельного тока возбуждения (токовая отсечка);

— От перегрузки по току возбуждения;

При срабатывании любой из защит КЗВ, от кассеты регулирования подаются соответствующие команды и осуществляется автоматическое отключение возбуждения генератора путем воздействия на независимые расцепители автоматов питания тиристорных преобразователей.

Устройство обеспечивает на панели управления генератором следующую световую сигнализацию:

— неисправность первого канала;

— неисправность второго канала;

— вызов на шкаф КОСУР240;

— потеря возбуждения;

— ограничение возбуждения;

— ротор «перегруз»;

— ротор «перегрев»;

— защита КОСУР240;

— подгонка напряжения выполнена;

— выбран первый канал;

— выбран второй канал;

— возбуждение включено;

— возбуждение отключено;

— уставка максимальная;

— уставка минимальная;

— регулирование по Uг;

— регулирование по Q;

— регулирование по cosφ;

— регулирование по току возбуждения;

— автономный режим включен.

Защиты турбогенератора

Защиты, реализованные устройством возбуждения:

Защита от повышения напряжения статора генератора ПН реагирует на увеличение напряжения статора более 115% номинального значения в режиме холостого хода генератора. Время задержки срабатывания защиты tср=0,15 с. Действует на развозбуждение генератора и запрещает включение возбуждения.

Защита от снижения частоты напряжения статора генератора СЧ реагирует на сниже­ние частоты менее 45 Гц в режиме холостого хода генератора. Время задержки срабатывания защиты tСР =0,5 с. Действует на развозбуждение и запрещает включение возбуждения.

Защита от превышения предельного тока возбуждения ОТ (отсечка тока) действует при увеличении тока возбуждения возбудителя более 260% номинального значения во всех режимах работы генератора. Время задержки срабатывания защиты tcp =0,1 с.

Защита от перегрузки тока возбуждения ЗП реализует допустимую времязависимую характеристику перегрузки тока ротора генератора. Изменения длительности срабатывания этой защиты вводятся автоматически с соответствующими номерами (№1, №2 №3 и №4 ) характеристик времязависимого ограничения тока возбуждения в подменю 4.3.3. «Перегрузка возбуждения» УНИПО, которые отличаются при двукратном токе возбуждения ступенями — время срабатывания 55с, 45с, 35с и 25с соответственно. В данном устройстве возбуждения установлена характеристика №1 ограничения перегрузки возбуждения и защиты ЗП.

Защита от потери возбуждения ПВ построена на принципе контроля реактивной мощности генератора. При потере возбуждения реактивная мощность на выводах генератора имеет индуктивный характер и значение близкое к номинальной. Поэтому по изменению реактивной мощности можно судить о вхождении генератора в режим потери возбуждения. Для отстройки от ложных срабатываний введено дополнительное условие Iвв ≤ Iввн.

При выполнении указанных условий защита запускается и, если в течение времени условие срабатывания не исчезает, производится выдача сигнала на отключение возбуждения и выключателя генератора.

В защите ПВ устанавливаются следующие уставки срабатывания:

— реактивная мощность Q = — 0,4 о.е.;

— время срабатывания защиты tcp = 2 с.

Защита от коротких замыканий возбудителя КЗ (пробой роторных диодов, междуфазные к.з. в якоре возбудителя) реагирует на возникновение пульсаций переменного тока с частотой 400Гц и 800Гц в цепи обмотки возбуждения возбудителя. Защита срабатывает при достижении амплитуды пульсаций переменной составляющей тока возбуждения возбудителя ~Iвв≥0,1÷1,0о.е. с частотой Fв= 400..800Гц. Время задержки срабатывания защиты  tср=0,1с.

Релейная защита.

Токовые защиты с действием на отключение генераторного выключателя и снятие возбуждения.

  • Дифференциальная защита.;
  • МТЗ с блокировкой по напряжению;
  • Защита от двойных замыканий на землю;
  • Защита от замыкания на землю.

Защита с действием на сигнал: перегруз генератора.

Технологические защиты.

— Закрытие стопорного клапана, действующая на отключение генераторного выключателя и снятие возбуждения;

Принципиальная схема генераторного распределительного устройства ГРУ-6 кВ КЦ приведена в приложении № 3

Глава 5. Релейная защита и автоматика подстанции Кислотная 110/6/6 кВ

На подстанции Кислотная 110/6/6 кВ установлены следующие виды защит:

1. На силовых трансформаторах:

а) Продольная дифференциальная защита с действием на включение короткозамыкателя (для отключения питающей 110 кВ со стороны источника питания) и на выключение выключателей вводов 6 кВ. После включения короткозамыкателя в бестоковую паузу производится отключение повреждённого трансформатора с помощью отделителя.

б) Газовая защита трансформатора с действием на сигнал (первая ступень) и на включение короткозамыкателя и отключение вводов 6 кВ (вторая супень).

в) Газовая защита переключателя ответвления РПН с действием на включение короткозамыкателя и отключения вводов 6 кВ.

г) Максимальная токовая защита на стороне 110 кВ с независимой выдержкой времени t=2 сек с комбинированным пуском напряжения.
Защита действует на включение короткозамыкателя и отключения вводов 6 кВ. Пусковой орган напряжения установлен на каждом вводе 6 кВ и содержит устройство фильтр-реле напряжения обратной последовательности типа РН-1М для действия при несимметричных повреждениях и одно реле минимального напряжения, включённое на междуфазное напряжение для действия при трёхфазных коротких замыканиях.

д) Максимальная токовая защита на вводах 6 кВ с независимой выдержкой времени с ускорением при включении выключателя ввода. Защита имеет две выдержки времени. С первой t=1,5 сек выдержкой времени защита действует на отключение ввода 6 кВ и со второй t=2 сек  выдержкой времени защита действует на включение короткозамыкателя.

В случае необходимости повышения чувствительности предусматривается возможность дополнения защиты комбинированным пуском напряжения с использованием аппаратуры комбинированного пуска напряжения максимальной токовой защиты на стороне 110 кВ.

е) Защита от перегрузки и перегрева масла с действием на сигнал.

ж) Защита от понижения уровня масла с действием на сигнал.

Для отключения питающей линии 110 кВ при работе защит трансформатора, действующих на включение короткозамыкателя, используют устройство передачи отключающего сигнала на питающую. Для этой цели на подстанции установлены две панели передачи отключающего сигнала типа ЭПО-1053А-72, которые при срабатывании выходного промежуточного реле защит трансформатора по двум кабелям центральной связи (КЦС), проложенных в разных траншеях, передают сигнал на питающую подстанцию для отключения линии 110 кВ.

Для отключения вводов 6 кВ трансформатора при срабатывании защиты линии 110 кВ на питающей подстанции установлена панель приёма отключающего сигнала типа ЭПО-1054-72.

2. На секционном выключателе установлена максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени t=1 сек с ускорением при включении.

3. На отходящих линиях 6 кВ:

а) Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени t=0,5 сек.

б) Защита от замыкания на землю с действием на сигнал.

4. На линиях статических конденсаторов:

а) Токовая отсечка мгновенного действия.

б) Защита от замыкания на землю с действием на отключение

На подстанции Кислотная установлена следующий объём автоматики:

а) Автоматическое включение секционных выключателей 6 кВ (АВР) при аварийном отключении одного из трансформаторов или вводов смежной секции.
АВР действует также при исчезновении напряжения на питающей линии.

В качестве пускового органа АВР по напряжению используется реле времени с выдержкой времени при отпадании Uср=0,6Uном, t=1 сек. Для повышения эффективности и сокращения времени действия АВР при исчезновении напряжения на питающей линии, когда при наличии достаточно мощной подпитки от синхронных двигателей, напряжение на шинах может долго поддерживаться на высоком уровне, используется АВР по частоте f=49 Гц,      t=0,5 сек (при отсутствии синхронной нагрузки частотный пуск можно исключить).

б) Автоматическое управление обдувкой трансформаторов.

в) Автоматическое управление переключателем напряжения трансформатора под нагрузкой с применением регулятора АРТ-1Н.

Цепи напряжения регулятора присоединяются к шинному трансформатору, а токовые цепи подключаются на разность токов своего трансформатора и секционных выключателей.

Управление, сигнализация и блокировка.

Управление вводными и секционными выключателями 6 кВ предусмотрено со щита управления, на котором размещается также аппаратура защиты, автоматики и сигнализации силовых трансформаторов, вводных и секционных выключателей.

Управление выключателями линий 6 кВ производится при помощи ключей управления, установленных на фасадах шкафов КРУ.

На подстанции предусмотрены следующие сигнализации и блокировки:

а) Сигнализация аварийного отключения выключателей и предупреждающая сигнализация о ненормальном состоянии (перегрузка, перегрев трансформатора, земли на шинах 6 кВ и т.д.)

б) Электромагнитная блокировка отделителей и разъединителей 110 кВ.

в) Оперативная блокировка разъединителей и отделителей, исключаюая возможность включения и отключения под нагрузкой и включение на заземляющие ножи.

г) Блокировка, обеспечивающая отключение и включение трансформаторов только при глухозаземлённой нейтрали 110 кВ.

д) На сборных шинах 6 кВ с тележками вводного и секционного выключателей, а также на всех ячейках с тележками выключателей отходящих линиях 6 кВ выполнена блокировка заземляющего разъединителя.

Источники оперативного тока

Релейная защита, управление и автоматика выполняются на постоянном оперативном токе от аккумуляторной батареи, установленной на подстанции №240.

Для распределения постоянного тока по подстанции в помещении ЩПТ (щит постоянного тока) подстанции №240 установлены две панели постоянного тока.

5.1. Релейная защита трансформатора Т-1 (Т-2) подстанции Кислотная 110/6/6 кВ.

Дифференциальная токовая защита трансформатора Т-1 выполнена в виде двух комплектов с использованием реле с торможением типа ДЗТ-11, тормозная обмотка которого включена на ток стороны низшего напряжения.

Защиты от внешних многофазных  КЗ выполнены в виде трёх комплектов максимальной токовой защиты с комбинированным пуском напряжения.

Максимальная токовая защита АК1, установленная на стороне высшего напряжения, предназначена для резервирования отключения КЗ в трансформаторе.

Максимальные токовые защиты, установленные на ответвлениях к I и  II секциям шин (реле КА1, КА2, КТ3, КТ4 и КА3, КА4, КТ5, КТ6 соответственно) и питаемые от трансформаторов тока ТА3 и ТА4, предназначены для отключения КЗ на шинах 6 кВ и для резервирования отключений КЗ на элементах, присоединённых к этим шинам. Защиты расположены в шкафах КРУ выключателей вводов 6 кВ и с первой выдержкой времени действуют на отключение выключателя (Q1, Q2), а со второй – на выходные промежуточные реле KL1-KL4. Последнее необходимо для обеспечения ликвидации КЗ в зоне между выключателем Q1 и Q2 и трансформаторами тока ТА3 или ТА4, а также отключения КЗ на секции шин 6 кВ, сопровождающегося отказом выключателя.

При отключении выключателя ответвления Q1 (Q2) производится пуск его устройства АПВ, осуществляемый реле пуска АПВ выключателя Q1 (Q2). Комплект защиты АК1, установленный со стороны 110 кВ, выполнен с использованием устройств типа КЗ-12.

Пусковые органы напряжения защит, установленных на ответвлениях к секции шин 6 кВ  KVZ1, KV1, KL7 и  KVZ2, KV2, KL8, используются  также в качестве пусковых органов максимальной токовой защиты АК1, которая действует на выходные промежуточные реле KL1-KL4 с выдержкой времени, равной второй выдержке времени защит на ответвлениях к секциям шин 6 кВ.

При отключении выключателя Q1 или Q2 контакт соответствующего пускового органа защиты (5-6 реле KL7 или KL8)  шунтируется контактом реле положения «включено» KQC1.3 или KQC2.3, что необходимо для ликвидации повреждения между выключателем и трансформаторами тока. Контактами реле KQC 1.2 или KQC 2.2 осуществляется выведение цепи пуска защиты АК1 от соответствующего органа напряжения при отключении выключателя Q1 или Q2.

Схемой предусмотрено действие защиты АК1 без пуска напряжения, шунтируемого цепью из размыкающих контактов KQC 1.1 и KQC 2.1, в режиме опробования трансформатора напряжением, подаваемого с питающего конца при включении линии 110 кВ.

Защита от перегрузки выполнена с помощью реле КА5, КА6, установленных со стороны низшего напряжения, и реле времени  КТ7.

В схеме предусмотрено автоматическое ускорение при включении выключателя максимальных токовых защит с пуском напряжения, установленных на ответвлениях к секциям шин 6 кВ. Пуск ускорения осуществляется контактами реле положения «отключено» КQT1 и КQT2 выключателей Q1 и  Q2.

Ускорение выполнено с выдержкой времени реле времени КТ4 и КТ6 для предотвращения ложного действия защит из-за броска пусковых токов двигателей нагрузки.

Схема выполнена с учётом возможного ремонтного режима линий 110 кВ. При повреждении данного трансформатора в указанном ремонтном режиме его заита должна действовать не только на отключение собственных выключателей, но и  на отключение выключателей стороны низшего напряжения второго трансформатора; последнее необходимо при наличии синхронных двигателей, питаемых от шин низшего напряжения, для ликвидации подпитки места КЗ. В ремонтном режиме персоналом ЦЭС включается накладка SX10 в цепи промежуточного реле KL9, контактами которого (3-4, 5-6) вводятся цепи отключения выключателей второго трансформатора. Во избежании ошибок персонала ЦЭС в схеме предусмотрена световая сигнализация включенного положения накладки SX10.

Схема выполнена применительно к случаю, когда отключение выключателей с питающих концов линии 1 при повреждении трансформатора происходит при срабатывании защиты линии, вызываемом включением короткозамыкателя KQ1 (без выдержки времени). Отключение повреждённого трансформатора  осуществляется отделителем QR1 в бестоковую паузу цикла АПВ питающей линии в целях сохранения последней в работе.

По условиям сокращения времени ликвидации повреждения на мощных трансформаторах также предусмотрена передача отключающего сигнала, а в качестве резервирования передачи отключающего сигнала, применяется короткозамыкатель, включение которого осуществляется с выдержкой времени КТ1.

Для указанного выше ремонтного режима линии 110 кВ, когда включается неавтоматическая перемычка из разъединителей, необходимо осуществить также передачу отключающего сигнала на питающий конец линии 2 при срабатывании защиты данного трансформатора; для пуска этой цепи используются контакты реле KL9 и  KL4.

В цепи пуска выходных реле от газовой защиты предусмотрен контакт реле положения «включено» отделителя KQC3, необходимый для снятия отключающего сигнала после отключения трансформатора, когда контакт газового реле продолжает оставаться замкнутым в течение некоторого времени. Этим обеспечивается успешное АПВ выключателя с питающего конца линии после отключения отделителя.

В схеме выполнено самоудерживание выходных промежуточных реле KL1-KL4, необходимое для обеспечения надёжного отключения отделителя, которое происходит в бестоковую паузу после отключения выключателя на питающем конце линии. Пуск схемы отключения отделителя, приведённый на рис. 2, осуществляется выходными реле защиты трансформатора.

Снятие самоудерживания выходных реле в данной схеме осуществляется через заданное время при отпускании реле KL5 типа РП-252, нормально находящегося под напряжением. Однако в рассматриваемой схеме этого времени может оказаться недостаточно для надёжного отключения отделителя (поскольку  к моменту возникновения бестоковой паузы реле KL5 может вернуться). В связи с этим для снятия самоудерживания используется также упомянутый контакт KQC3 отделителя, предусмотренный в цепи подведения «+» к контактам газовой защиты. Сохранение указанного контакта KL5 целесообразно для повышения надёжности.

Реле KL5 сигнализирует о неисправности цепей оперативного тока.

Данная схема выполнена с использованием следующей аппаратуры: AK1 – комплект типа КЗ-12; HL1 – лампа осветительная; КА1-КА6, КА8 – реле тока типа РТ-40; КА7 – реле тока типа РТ-40/Р; KAW1-KAW4 – реле тока с торможением типа ДЗТ-11; КН1-КН5 – реле указательные типа РУ-1/0,05; КН6-КН9 – реле указательные типа РУ-1; KL1-KL3, KL6-KL10 – реле промежуточные типа РП-23; KL4 —  реле промежуточное типа РП-222; KSG1,KSG2 – реле газовые; КТ1, КТ7 – реле времени типа РВ-133; КТ», КТ4, КТ6 – реле времени типа РВ-114; КТ3, КТ5 – реле времени типа РВ-132; KV1, KV2 – реле напряжения типа РН-54/160; KV3, KV4 – реле напряжения типа РН-53/60Д; KVZ1, KVZ2 – фильтры- реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1М; R1 – резистор типа ПЭВ-25, 3900 Ом; R2 – резистор типа ПЭВ-10, 100 Ом; R3 – резистор типа ПЭВ-50, 1800 Ом; SG1-SG3 – блоки испытательные типа БИ-4; SX1-SX10 – накладки типа НКР-3.

5.2. Газовая защита трансформатора Т-1 (Т-2)

Для защиты маслонаполненных трансформаторов наружной установки с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше, мощностью 6300 кВ А и более снабжаются газовой защитой. Газовая защита предусматривается и на трансформаторах меньшей мощности, если они установлены внутри помещений. Если на трансформаторах мощностью 1000 – 4000 кВ А нет быстродействующей защиты ( дифференциальной, токовой отсечки или максимальной токовой защиты со временем действия не более 1 с), то также должна предусматриваться газовая защита.

В нормальных условиях работы корпус реле заполнен маслом и оба элемента реле на сигнал и на отключение, занимают положение, при кото­ром их контакты разомкнуты.

При незначительном газообразовании в баке трансформатора газ по трубопроводу проходит в расширитель, скапливаясь в верхней части кор­пуса реле, где помещен сигнальный элемент.

При скоплении в реле определенного количества газа уровень масла в нем снижается так, что поплавок сигнального элемента опускается под действием силы тяжести и сигнальный контакт замыкается.

При дальнейшем снижении уровня масла, когда корпус реле опорожня­ется полностью, поплавок отключающего элемента также опускается под действием силы тяжести и отключающий контакт замыкается.

При внутренних повреждениях трансформатора в месте К.З. происходит бурное разложение масла и поток масла или смеси масла с газом устра­няется из бака в расширитель.

Под воздействием этого потока отклоняется на определенный угол пластина отключающего   элемента и отключающий контакт замыкается.

Устройство газового реле типа РЗТ-80

Корпус выполнен литым из алюминиевого сплава и имеет входной и выходной фланцы с отверстиями для подсоединения реле к трубопроводам.
Для визуального контроля работы механического блока в корпусе имеется с двух сторон смотровые стекла. Для защиты стекол от загрязнений и вредного воздействия солнечных лучей имеются откидываемые вверх защитные крышки.

Красная стрелка на корпусе указывает направление движения жидкости к расширительному сосуду.

Механический блок (рис. 4) состоит из крышки 2.1 и включающего механизма 2.2.

Механический блок крепится к корпусу болтами. На крышке литой из алюминиевого сплава крепятся газоспускной клапан 2.3, контрольная кнопка 2.4 и в клеммной коробке блок герметизированных магнитоуправляемых контакторов 2.5 и клеммник 1.3. Клеммная коробка имеет два резьбовых отверстия, в которые крепятся заглушка 1.4 и переходник 1.5 для герметизированного ввода и крепления сигнального кабеля в металлорукаве, и сверху закрывается откидной крышкой 1.6 с резьбовой прокладкой.

Блок герметизированных контактов (БГК) 2.5 состоит из кожуха, выполненного из нержавеющей стали, с присоединенным фланцем и печатной платы. С одним или двумя (в зависимости от исполнения) магнитоуправляемыми контактами. После сборки кожух заполняется азотом или осушенным воздухом и герметизируется эпоксидным компаундом. Конструкция исключает контакт токонесущих элементов с рабочей жидкостью.

Включающий механизм 2.2 состоит из сборной рамы 2.2.1, в которой смонтирована верхняя 2.2.2 и нижняя 2.2.3 система переключений.

Верхняя система переключения 2.2.2 выполнена конструктивно по принципу ломающегося рычага, на одном плече которого закреплен металлический полый поплавок, а на другом — постоянный магнит, при опускании поплавка рычаг замыкается и магнит принудительно перемещается относительно кожуха БГК, и вызывает замыкание магнитоуправляемого контакта, а при подъеме поплавка плечо рычага с магнитом свободно опускается под действием силы тяжести и размыкает контакт.

Нижняя система переключения 2.2.3 выполнена аналогично, но имеет дополнительный элемент (на той же оси рычага) — заслонку 2.2.4, воспринимающую скоростной напор потока жидкости. Заслонка удерживается в фиксированном положении регулируемым магнитным щелевым затвором 2.2.5 перед заслонкой установлен экран с отверстием, перекрываемым регулируемой шторкой 2.2.6.

Для защиты контактора устройства РПН используются струйные реле РТЗ-25.  Нарушение нормальной работы контактора может быть вызвано повреждением изоляции, ослаблением пружин механизма, старением  силовых контактов, что ведет к замедлению и нечёткости  переключения. Затянувшаяся дуга сопровождается (с учетом небольшого объема масла в баке контактора) бурным разложением масла. Струя масла в смеси с газом направляется из бака  контактора в расширитель и при­водит к срабатыванию газовой зашиты РПН «на отключение» трансформатора. Струйное реле не работает при утечке масла из трубопровода и заполнении корпуса реле воздухом или газом, уровень масла в расширителе контроли­руют по маслоуказательному стеклу.

У струйного реле типа РЗТ-25 имеется только одна система переключения, которая соответствует нижней системе переключений двухпоплавковых реле типа РЗТ–80, и фиксатор — заслонку, обеспечивающий «запоминание» сигнала «ОТКЛЮЧЕНИЕ».

5.3. Устройство КЦС

В связи с отсутствием на п/ст «Азотная » и п/ст «Кислотная» высоковольтных выключателей со стороны питания, короткие замыкания в зоне действия защит трансформаторов Т-1, Т-2 могут быть отделены от источника питания (энергосистемы) только выключателями, установленными на п/ст «Придонская». Таким образом возникает необходимость в передаче отключающего сигнала от защит на п/ст «Придонская».

Передача отключающего сигнала осуществляется с помощью устройства КЦС (кабель центральной сгнализации), которые для каждого трансформатора состоят из следующих элементов.

Панелей приемника и передатчика, установленных на п/ст «Азотная» и п/ст «Кислотная».

Панелей приемника и передатчика, установленных   на   п/ст «Придонская».

Канала связи, представляющего собой телефонные кабели марки ТЗБ-4х4х1,2 или ТЗПАШп-7х4х1,2. Кабель соединяет между собой передатчик одной с приемником другой подстанции и служит для передачи отключающего сигнала.

Панель передатчика осуществляет:

— приём сигнала отключения от защит.

— обработку и посылку этого сигнала в кабель связи.

— формирование тока циркуляции, контролирующего целостность жил кабеля.

— отключение канала связи при его неисправности.

— выдачу сигналов неисправности на панель КЦС.

Панель приемника осуществляет:

— прием отключающего сигнала.

— передачу команды на отключение выключателя.

— контроль тока циркуляции.

— выдачу сигнала на панель центральной сигнализации при исчезновении тока циркуляции или выполнении команды на отключение выключателя.

Работа схемы при передаче отключающего импульса

При работе защит трансформатора Т-1, (Т-2) п/ст «Азотная» (п/ст «Кислотная») или второй ступени защит реакторов РБ-1, РБ-3, (РБ-2, РБ-4), п/ст «Азотная» на соответствующий передатчик Т-1 (Т-2) поступает сигнал, обрабатывается и по кабелю связи передается на соответствующий приемник п/ст «Придонская» для отключения воздуш¬ного выключателя соответствующей линии «Азотная»-II (Азотная-I), «Кислотная-I» (Кислотная -II).

На панелях защит трансформаторов выпадают флажки указательных реле защит, которые сработали. На панели передатчика все остается без изменений.

При работе на п/ст «Придонская» защит линий «Азотная-II» («Азотная-I), «Кислотная-I” (Кислотная-II) соответствующий передатчик питающей подстанции передает отключающий сигнал на соответствующий приемник Т-1(Т-2)   п/ст   «Азотная,   «Кислотная»,   который   выдает   команду   на отключение вводных выключателей.

При этом:

  1. Выпадают флажки указательных реле приемника Т-1(Т-2) п/ст «Азотная» РУ1-1 (РУ1-2) «Отключение ВМ 1,3,5,7 (ВМ 2,4,6,8) от защит линий, панели приемника Т-1 (Т-2)   п/ст «Кислотная» РУ-1, РУ-2, Отключение ввода 1Т-1, 1Т-3 (Отключение ввода 2Т-2,2Т-4).
  2. На панели ЦС  п/ст  «тАзотная»   15РУ  «Аварийное  отключение выключателя», п/ст «Кислотная», РУ «Отключение MB».
  3. Загораются сигнальные лампы: на панели приемника Т-1 (Т-2) п/ст «Азотная» и «Кислотная» ЛС «Блинкер не поднят».
  4. Подается звуковой сигнал.

Работа схемы при контроле состояния жил кабеля.

Контроль целостности и изоляции жил кабеля осуществляет устройство контроля УК, расположенное на панели передатчика одной подстанции и блок БРО на панели приемника другой подстанции. УК формирует ток циркуляции, величина которого устанавливается при наладке и равна 1,1 мА. Питание на УК подается от трансформаторов напряжения ЗТН для Т-1, И 4ТН для Т-2 п/ст, «Азотная», и ТН-6-III для Т-1 и TH-6-IV для Т-2 п/ст «Кислотная». Цепи напряжения УК передатчиков Т-1 и Т-2 взаимно резервируются. Блок БРО приемника контролирует величину тока циркуляции и при снижении его до величины меньше допустимой выводит из работы канал связи. Ток циркуляции уменьшается по величине при снижении изоляции и исчезает при обрыве жил кабеля или потере цепей напряжения 100 В и на УК.

На снижение изоляции жил кабеля до 30 кОм реагирует УК, а при снижении изоляции ниже 30 кОм реагирует и БРО. При этом на панели передатчика одной подстанции и приемника другой выпадают флажки указательных реле «Неисправность кабеля» соответствующих линий. 3.3. При   потере   цепей   напряжения   от   основного   источника   передатчик переключается на резервный источник, при этом на панели передатчика выпадает (флажок указательного реле «неисправность цепей напряжения». В случае отсутствия напряжения резервного источника исчезает ток циркуляции и БРО реагирует на это, как на повреждение кабеля.

При этом будут выпавшие флажки указательных реле:

— на панели передатчика: п/ст «Азотная» РУ2-1(РУ2-2) «Неисправность цепей напряжения» , п/ст «Кислотная» РУ-2, Т-1 (Т-2) Исчезло напряжение на III-ТН-1Т    (Исчезло напряжение на IV-TH-2T).

— на панели центральной сигнализации:  п/ст «Азотная» 18РУ «Неисправность цепей напряжения»,    на панели п/ст «Кислотная» №13 «Неисправность цепей напряжения». Загораются лампы «Блинкер не поднят» и выдается звуковой сигнал.

Список использованных источников

1. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13a и 13б . Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110 –500 кВ. Схемы/М.: Энергоатомиздат, 1985. – 96 с.
2. Цеховая инструкция по оперативному обслуживанию устройств центральной сигнализации (КЦС) на подстанциях «Азотная», «Кислотная» № ЦЭС-3.21-Э.
3. Цеховая инструкция по оперативным переключениям на подстанциях ОАО «Минудобрения» № ЦЭС-3.7-Э.
4. Цеховая инструкция по эксплуатации газового реле Т-1(Т-2) п/ст Азотная и п/ст Кислотная № ЦЭС-3.4-Э.
5. Цеховая инструкция по эксплуатации силовых трансформаторов Т-1 (Т-2) п/ст Азотная и п/ст Кислотная № ЦЭС-3.12-Э.
6. Цеховая инструкция по эксплуатации турбогенераторов Г-1, Г-2, Г-3 №ЦЭС-3.31-Э.
7. Цеховая инструкция по эксплуатации КРУ № ЦЭС-3.5-Э.