2 Трансформатор собственных нужд тяговой подстанции

2.1 Характеристики трансформаторов собственных нужд

В качестве трансформаторов собственных нужд тяговых подстанций могут применяться масляные силовые трансформаторы или сухие с литой изоляцией мощностью до 1000 кВ∙А

В основном, в настоящее время применяются трансформаторы собственных нужд мощностью 400 кВ∙А, так как они экономически более выгодны и полностью отвечают требованиям надежности электроснабжения собственных нужд подстанции.

Преимущества сухих трансформаторов с литой изоляцией:

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

2) сухие трансформаторы экономически выгодны:

 - сухие трансформаторы не требуют частых осмотров

 - отсутствует необходимость контроля над состоянием трансформаторного

масла или селикагеля;

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

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

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

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

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

8) Идеальное качество сборки трансформаторов.

Недостатки сухих трансформаторов с литой изоляцией:

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

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

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

Преимущества масляных трансформаторов:

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

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

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

Недостатки масляных трансформаторов связаны с особенностью системы охлаждения:

1) большие габаритные размеры трансформатора;

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

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

Таблица 1 — Технические характеристики сухих трансформаторов с литой изоляцией

Т ип трансформатора	Номинальная мощность, кВ∙А	Номинальное высшее напряжение, кВ	Номинальное низшее напряжение, кВ	Схема и группа обмоток	Климатическое исполнение и категория размещения	Потери холостого хода, Вт	Потери короткого замыкания, Вт	Напряжение короткого замыкания, %	Степень защиты	Класс изоляции
ТСЛ-400/10	400	6;10	0,4	Y/Yн-0	У3;УХЛ3	1150	4300	6,0	IP00	F
ТСЗЛ-400/10	400	6;10	0,4	Y/Yн-0	У3;УХЛ3	1150	4300	6,0	IP21	F

Таблица 2 — Технические характеристики масляных трансформаторов

Т ип трансформатора	Номинальная мощность, кВ∙А	Номинальное высшее напряжение, кВ	Номинальное низшее напряжение, кВ	Схема и группа обмоток	Климатическое исполнение и категория размещения	Потери холостого хода, Вт	Потери короткого замыкания, Вт	Напряжение короткого замыкания, %	Степень защиты	Класс изоляции
ТМ-400	400	6, 10	0,4	Y/Yн-0	У1 (УХЛ1)	750	5400	4,5	IP13	A
ТМГ-400	400	6, 10	0,4	Y/Yн-0	У1 (УХЛ1)	750	5400	4,5	IP13	A

Условные обозначения:

Т – трехфазный;

С – сухой;

Л – с литой изоляцией;

З – в защитном кожухе;

М – масляный;

Г – герметичный;

400 – номинальная мощность, кВ∙А;

У1 (УХЛ1) – климатическое исполнение:

Буквенная часть обозначает климатическую зону:

У – умеренный климат;

ХЛ – холодный климат;

УХЛ – умеренный и холодный климат;

Т – тропический климат;

М – морской умеренно-холодный климат;

О – общеклиматическое исполнение (кроме морского);

ОМ – общеклиматическое морское исполнение;

В – всеклиматическое исполнение.

Следующая за буквенной цифровая часть означает категорию размещения:

1 – на открытом воздухе;

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

3 – в закрытом помещении без искусственного регулирования климатических условий;

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

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

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

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

0 – защиты нет. Допустимое применение: в корпусах;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

8 – от продолжительного погружения в воду.

F – класс изоляции.

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

Таблица 3 – Классификация изоляции

Класс нагревостойкости	Температура, °C	Изоляционный материал
Y	90	Волокнистые материалы из целлюлозы, хлопка, натурального шёлка
A	105	Волокнистые материалы из целлюлозы, хлопка, натурального или синтетического шёлка пропитанные или погружённые в жидкий диэлектрик
E	120	Синтетические органические материалы (плёнки, смолы и др.) и материалы или простые сочетания материалов, для которых на основании практического опыта или соответствующих испытаний установлено, что они могут работать при температуре, соответствующей данному классу
B	130	Материалы на основе слюды, асбеста и стекловолокна, применяемые с органическими связующими или пропитывающими составами
F	155	Материалы на основе слюды, асбеста и стекловолокна, применяемые в сочетании с синтетическими связующими и пропитывающими составами, которые соответствуют данному классу нагревостойкости
H	180	Материалы на основе слюды, асбеста и стекловолокна, применяемые в сочетании с кремнийорганическими связующими и пропитывающими составами, кремнийорганические эластомеры
C	Свыше 180	Слюда, керамические материалы, стекло, кварц или их комбинации, применяемые без связующих или с неорганическими и элементоорганическими составами. Температура применения этих материалов определяется их физическими, химическими, механическими и электрическими свойствами

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

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

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

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

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

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

Все потребители собственных нужд делятся на 3 категории:

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

Рисунок 2 – Схема питания потребителей I категории

К ним относятся:

- зарядные устройства аккумуляторных батарей подстанции;

- электродвигатели приводов выключателей;

- электродвигатели аварийной вентиляции;

- электродвигатели системы охлаждения трансформаторов;

- устройства РПН;

- цепи оперативной блокировки разъединителей.

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

Рисунок 3 – Схема питания потребителей I особой категории

К ним относятся:

- оборудование связи и телемеханики;

- автоматизированные системы управления тяговыми подстанциями.

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

Рисунок 4 – Схема питания потребителей II категории

К ним относятся:

- обогрев приводов и баков масляных выключателей;

- обогрев воздухозаборников;

- обогрев релейных шкафов наружной установки;

- обогрев шкафов управления воздушных выключателей и др.

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

Рисунок 5 – Схема питания потребителей III категории

К ним относят:

- электродвигатели вентиляции помещений;

- питание грузоподъемных устройств;

- маслоочистительные установки, оборудование для ремонтных работ и др.

2.2 Устройства релейной защиты и автоматики трансформатора собственных нужд

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

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

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

На трансформаторах собственных нужд устанавливаются следующие виды релейной защиты:

Для защиты трансформаторов 10/0,4 кВ мощностью 400 кВ∙А, в том числе устанавливаемых на подстанциях, применяются в соответствии с «Правилами» [2] следующие основные типы релейной защиты

токовая отсечка 1 без выдержки времени - от коротких замыканий на наружных выводах 10 кВ трансформатора и в части обмотки 10 кВ;

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

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

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

Рисунок 6 – Схема размещения защит трансформатора собственных нужд

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

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

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

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

2.2.1 Автоматическое включение резерва трансформатора собственных нужд

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Трансформаторы собственных нужд получают питание от разных секций шин РУ – 27,5(10) кВ (тяговые подстанции постоянного или переменного тока, рисунок 7). Подключение к секции шин РУ – 27,5(10) кВ трансформатора собственных нужд ТСН1 осуществляется через разъединитель QS1, выключатель Q1 и трансформаторы тока ТА_a и TA_b. Шины собственных нужд разделены на две секции. Мощные трансформаторы собственных нужд, вторичный ток которых составляет 500 А и более, подключают двумя контакторами и рубильниками (разъединителями). Трансформаторы подогрева и ТСН, вторичный ток которых не превышает 500 А, подключаются к секциям шин одним контактором КМ2 и рубильником S2 (рисунок 7). К трансформаторам тока ТА_a1, TA_b1, TA_с1 подключены реле перегрузки ТСН1 КА1 (ТСН2 КА2), амперметр РА и счетчик активной энергии PI. Контроль напряжения на шинах собственных нужд СН осуществляют реле напряжения 1КV1 и 1КV2 на первой секции, 2КV1 и 2КV2 на второй.

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

Защищаются трансформаторы от повреждений максимальной токовой защитой МТЗ и токовой отсечкой ТО (как было сказано раньше). Токовые реле МТЗ КА1_а, КА1_b, КА1_с и ТО КА_а, КА_b подключаются к фазам первичной обмотки ТСН через трансформаторы тока ТА_а и ТА_b.Защиту трансформаторов от перегрузки с действием на сигнал выполняют со вторичной стороны ТСН в однофазном варианте с помощью токового реле КА1. При перегрузке трансформатора ТСН1 реле КА1 замыкает цепь 1 – 2 (рисунок 8, а), а трансформатора ТСН2 реле КА2 – цепь 3 – 2 реле времени КТ защиты от перегрузки. Установленное время замедления реле КТ составляет до 9 секунд. Реле КТ при срабатывании замыкает цепь 5 – 4 реле неисправности подстанции КL_нп через катушку указательного реле КН.

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

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

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

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

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

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

Вывод АВР из работы производится переключением SA в позицию 0 и отключением реле КСС1, КСС2 и КСС, а также при размыкании цепи этих реле блокировочным реле по напряжению КВV в результате исчезновения напряжения на шинах 27,5 кВ (для пост. тока 10 кВ)

Автоматическое отключение ТСН осуществляют максимальная токовая защита и токовая отсечка. При КЗ в первичной обмотке ТСН1 срабатывают реле КА_а и КА_b отсечки, замыкают цепи 37 – 14 и 39 – 14 промежуточного реле защит КL, которое становится на самоподпитку по цепи 35 – 14 до отключения выключателя и размыкания этой цепи контактом повторительного реле КQT1 (рисунок 9). Если же токовая отсечка срабатывает сразу после включения трансформатора, то реле КL выполняет роль блокировочного реле, размыкая цепи 25 – 10 и 27 – 10 контактора КМ1 и становясь на самоблокировку по цепям 25 – 14 или 27 – 14, пока эти цепи не разомкнут контакты кнопки SBC1 или реле КСС1. Срабатывание токовой отсечки фиксирует указательное реле КН2 (рисунок 9).

Максимальная токовая защита срабатывает при КЗ во вторичной обмотке ТСН1, на первой секции шин СН или на присоединении ТСН1 к первой секции, а также при значительной перегрузке, опасной для трансформатора. При срабатывании реле КА1_а, КА1_b, КА1_c замыкаются цепи 45 – 16, 47 – 16, 49 – 16 реле времени КТ, которое замыкает с выдержкой времени цепь 41 – 14 промежуточного реле КL защит трансформатора через указательное реле КН3 (рисунок 9).

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

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

Рисунок 7 – Схема подключения ТСН к шинам 27,5(10) и 380/220 В

Рисунок 8 – Цепи защиты от перегрузки (а), схема управления контакторами (б)

Рисунок 9 – Схема вторичной коммутации выключателя Q1