Наилучшие способы предупреждения отказов трансформаторов.

Поломок трансформаторов и угроз их безопасности можно избежать или свести их к минимуму, убедившись в том, что проводники и оборудование имеют правильный размер, защиту и надлежащее заземление. Неправильная установка трансформаторов может вызвать пожар из-за неправильной защиты, а также поражение электрическим током в связи с несоответствующим заземлением.

Как только трансформатор будет смонтирован, бак должен быть постоянно заземлен на правильно установленном стационарном заземлении надлежащего сечения.

В условиях повышенной влажности или дождя доступ к заполненному жидкостью трансформаторному баку должен быть ограничен.

Сухой воздух должен непрерывно поступать в газовое пространство, если влажность превышает 70%.

Силовой трансформатор должен быть защищен от дождя таким образом, чтобы вода не попадала внутрь.

Все оборудование, используемое при обработке жидкостей (шланги, насосы и т.д.) должно быть чистым и сухим. Если в ходе проверки выводиться изоляционная жидкость, его уровень должен оставаться не ниже верхней части обмотки. Когда заполненный жидкостью трансформатор установлен снаружи, необходимо поддерживать положительное постоянное давление газа на уровне от 1 до 2 МПа (даже при низкой температуре окружающей среды).

Прежде чем подать напряжение, необходимо провести заключительный осмотр трансформатора. Должна быть произведена проверка всех соединений, изоляции и вводов.

При загрузке трансформатор должен находиться под наблюдением в течение первых часов работы. Температура и давление в баке трансформатора должны контролироваться на протяжении первой недели работы.

2.3.2 Переходные процессы в трансформаторах

Переходные процессы получаются при переходе от одного установившегося режима работы к другому. Такой переход не совершается мгновенно, так как энергия магнитных и электрических полей, связанных с цепями, различна при различных установившихся режимах, а для конечного изменения энергии полей необходимо некоторое время.

Изменение энергии полей сопровождается возникновением, так называемых свободных полей и соответствующих им токов и напряжений, накладывающихся на токи и напряжения установившегося режима.

При переходных процессах результирующие токи, а также напряжения на отдельных частях обмоток могут значительно превышать те же величины при установившихся режимах, что необходимо учитывать при проектировании и эксплуатации трансформаторов и электрических машин.

Включение трансформатора. Будем рассматривать переходный процесс при включении ненагруженного трансформатора. Для этого случая можем написать:

(35)

где Ф — полный поток, сцепляющийся со всеми витками первичной обмотки, a ψ — угол, определяющий мгновенное значение напряжения в момент включения трансформатора (при t=0). Так как в трансформаторе со стальным сердечником поток Ф и ток i1 связаны сложной зависимостью, то приходится искать приближенное решение.

Можем заменить:

(36)

где L₁ – статическая индуктивность, являющаяся функцией потока Ф. Теперь уравнение (35) примет вид:

(37)

Второй член левой части количественно в обычных случаях значительно меньше, чем первый член; поэтому примем, что L1 не зависит от потока и представляет собой постоянную величину. Тогда получаем уравнение с постоянными коэффициентами, которое решается обычным способом. Его решение состоит из двух слагаемых:

(38)

где Ф' — мгновенное значение установившегося потока, а Ф"— мгновенное значение свободного потока.

Установившийся поток

(39)

Рисунок 19 – Изменение потока при наихудших условиях включения трансформатора

Свободный поток определяется из уравнения:

(40)

интеграл, которого имеет вид:

(41)

Постоянная интегрирования С находится из начальных условий. Рассмотрим случай, когда в момент включения в сердечнике трансформатора имел место поток остаточного магнетизма ±Фост. Тогда при t = 0 согласно (38) и (39)

(42)

откуда

(43)

и

(44)

Подставляя найденные значения в (38), получим:

(45)

Наиболее благоприятные условия получаются при включении, когда (при ) и . В этом случае имеем:

(46)

т.е с первого же момента устанавливается нормальный поток, а следовательно, и ток холостого хода.

Наихудшие условия для включения получим при (при ) и при направленном против . В этом случае:

(47)

Поток Ф достигает наибольшего значения, спустя приблизительно полпериода после включения, т.е. при . Если принять , то для наибольшего значения потока можем, следовательно, написать (рисунок 19):

(48)

Найдя кривую изменения потока, можно при помощи кривой намагничивания трансформатора (рисунок 20) построить кривую намагничивающего тока. Мы видим, что при наиболее неблагоприятном случае ток холостого хода достигает весьма большого значения, в десятки раз превышающего максимальное значение установившегося тока холостого хода. Такой «бросок тока» следует иметь в виду, например, при опыте холостого хода: токовые цепи высокоточных измерительных приборов во избежание поломки стрелок нужно до включения трансформатора шунтировать.

Приведенное решение, как отмечалось, является приближенным, так как не были учтены поле рассеяния, действие вихревых токов и непостоянство L1. Однако опыт подтверждает, что броски тока при включении трансформатора достигают указанных значений.

Внезапное короткое замыкание. Наибольшие токи в обмотках трансформатора получаются при трехфазном коротком замыкании. Как известно . При U=U_ном он достигает весьма большого значения. Оно может быть найдено из следующего соотношения:

(49)

где – номинальное напряжение короткого замыкания.

Задача определения тока для переходного процесса достаточно точно решается при пренебрежении током холостого хода. Мы в этом случае в дифференциальных уравнениях напряжений обмоток

(50)

(51)

Рисунок 20 – К определению "броска тока" при включении по кривой намагничивания трансформатора

Приняв , можем положить .

Тогда вычитая (51) из (50) и исключая при помощи равенства получим:

(52)

Так как

(53)

(54)

где и – индуктивность и активное сопротивление при коротком замыкании, то (52) можем переписать в следующем виде:

(55)

Таким образом, переходный ток здесь определяется так же, как для реактивной катушки, включенной на синусоидальное напряжение.

Он состоит из установившегося тока и свободного, затухающего в соответствии с постоянной времени .

Если пренебречь затуханием свободного тока, то в самом неблагоприятном случае мгновенное значение тока короткого замыкания будет в 2 раза, а с учетом затухания свободного тока – в 1,5-1,8 раза больше амплитуды установившегося тока, т.е.

(56)

Если, например, , то

(57)

Рисунок 21 – Примерная форма кривой электрического импульса при грозовых разрядах

Такие токи в обмотках трансформатора создают очень большие электромагнитные силы, опасные в отношении механической прочности обмоток. При конструировании обмоток их необходимо принимать во внимание, особенно в случае мощных трансформаторов, где эти силы на единицу длины обмотки иногда получаются настолько большими, что приходится для таких трансформаторов брать повышенные значения u_к, чтобы уменьшить ток короткого замыкания. Кроме того, следует по возможности выполнять трансформаторы с обмотками одинаковой высоты. Если высоты обмоток неодинаковы, то возникают большие аксиальные силы, которые могут привести к разрушению изоляции с последующим пробоем ее.

Перенапряжения в трансформаторах. Перенапряжения, возникающие в трансформаторах, могут быть вызваны различными причинами. Из них главнейшие: процессы при включении и выключении трансформатора; короткие замыкания и повторные заземляющие дуги на линии передачи, к которой присоединен трансформатор; грозовые разряды вблизи линии. Наибольшие перенапряжения в обмотках трансформатора получаются при грозовых разрядах. Они называются атмосферными перенапряжениями.

В большинстве случаев грозовые разряды создают в линии апериодические электрические импульсы большой амплитуды и малой продолжительности действия. Примерная форма такого импульса показана на рисунке 21. Здесь время подъема напряжения от нуля до максимума, достигающего пяти-шестикратного значения амплитуды фазного напряжения, измеряется иногда десятыми долями микросекунды (отрезок ). Соответствующая часть кривой называется фронтом волны. Она может рассматриваться как четверть периода периодического процесса весьма высокой частоты. При такой частоте мы можем считать, что ток будет проходить только по емкостным связям между витками отдельных катушек и между катушками обмотки высшего напряжения, а также между катушками и сталью. Обмотку низшего напряжения при этом приближенно можно принять заземленной, так как она соединена со сталью большими емкостями (т. е. малыми емкостными сопротивлениями). Токами по индуктивным и активным сопротивлениям катушек мы пренебрегаем: при очень высокой частоте они малы по сравнению с емкостными токами.

В этом случае обмотка высшего напряжения, обычно состоящая из последовательно соединенных катушек, может быть заменена цепочкой емкостей, показанной на рисунке 22,а, где С_З – емкости между катушками и землей; С_К – емкости между катушками. Распределение напряжения вдоль обмотки получается неравномерным (кривая а на рисунке 22,б), так как токи, проходящие по емкостям С_К, будут неодинаковы. Они больше вблизи линейного конца и меньше вблизи заземленной нейтрали. Показанное распределение напряжения называется емкостным.

Рисунок 22 – Приближенная схема замещения трансформатора при высокочастотных процессах (а), кривые распределения напряжения вдоль обмотки (б)

После затухания свободных полей получим равномерное распределение напряжения вдоль обмотки (кривая b на рисунке 22,б). Теперь оно будет обусловлено только индуктивными и активными сопротивлениями катушек и будет соответствовать установившемуся режиму работы при нормальной частоте тока.

Кривая а на рисунке 22,б показывает, что при начальном распределении напряжения большая его часть приходится на первые катушки, и, следовательно, их изоляция подвергается наибольшей опасности. Опыт это подтверждает, так как пробои изоляции чаще всего имеют место именно на первых катушках, поэтому их часто выполняют с усиленной изоляцией.

Переход от начального распределения напряжения к установившемуся (от кривой а к кривой b) сопровождается колебательными процессами и перенапряжениями резонансного характера, так как здесь вступают в действие не только емкостные, но и индуктивные связи между катушками. Опытные исследования этих процессов показывают, что высокие градиенты электрического поля получаются также для средних и нижних катушек, но все же наибольшие значения они имеют для начальных катушек.

3 Модернизация оборудования собственных нужд тяговой подстанции

Целью модернизации оборудования собственных нужд тяговых подстанций является замена морально и физически устаревшего на современное оборудование.

На большинстве тяговых подстанций оборудование собственных нужд выработало свой ресурс и не отвечает современным требованиям надежности электроснабжения потребителей, среди которых потребители 1 категории, для которых недопустимо прекращение электроснабжения.

Связано это с тем, что на большинстве подстанций со времен массовой электрификации (1956 – 1965 гг.) не проводилась модернизация оборудования.

Установка нового оборудования не только повысит надежность электроснабжения, но и снизит текущие расходы на ремонт и обслуживание. Будет производиться переход к малообслуживаемым тяговым подстанциям.

Основные направления модернизации:

1) замена старых масляных трансформаторов собственных нужд на малообслуживаемые сухие трансформаторы мощностью 400 кВ∙А (как альтернатива – замена более современными масляными трансформаторами);

2) установка автоматических выключателей на низкой стороне трансформатора для восстановления нормального режима работы трансформатора.

3.1 Замена трансформаторов собственных нужд

В качестве новых трансформаторов будут использоваться сухие трансформаторы типа ТСЗГЛ – 400-10/0,4 – У3, для этих трансформаторов характерны все преимущества, указанные в пункте 2.1, но с дополнительными достоинствами:

- для изоляции обмоток используется эпоксидный компаунд с кварцевым наполнителем (геафоль);

- дополнительно обмотки усилены стеклотканью, что исключает возникновение трещин в эпоксидном компаунде даже при перегрузке трансформаторов.

Геафоль не оказывает вредного влияния на окружающую среду, не выделяет токсичных газов даже при воздействии дуговых разрядов. Благодаря такой изоляции обмотки не требуют технического обслуживания.

Рисунок 23 – Условное обозначение и расшифровка трансформатора ТСЗГЛ

Для защиты от перегрева трансформаторы комплектуются цифровым реле тепловой защиты ТР-100, оборудованным интерфейсом RS-485 MODBUS RTU. Реле ТР-100 имеет универсальное питание и может подключаться на постоянное или переменное напряжение от 24 до 260 В. Реле тепловой защиты управляется тремя датчиками температуры с характеристикой РТ100, встроенными в обмотки

низкого напряжения. На рисунке 23 приведено условное обозначение и расшифровка трансформаторов ТСЗГЛ.

Обслуживание трансформаторов ТСЗГЛ:

Обслуживание трансформатора заключается в периодических осмотрах и плановых отключениях (не реже одного раза в год).

При плановых отключениях следует выполнять следующие работы [6]:

- Изоляционные детали и обмотки протереть от образовавшегося налета и пыли;

- Охлаждающие каналы между магнитопроводом и обмотками, обмотками соседних фаз продуть сухим сжатым воздухом;

- Проверить состояние заземления, контактных соединений шин.

- Порядок замены старых трансформаторов на новые:

- Производится перевод питания на резервный трансформатор;

- Производят отключение всех коммуникаций трансформатора;

- Производится демонтаж старого трансформатора (слив масла, погрузка на железнодорожную платформу или на автоприцеп, вывоз трансформатора);

- Подготавливается площадка под установку нового трансформатора;

- Устанавливается новый трансформатор;

- Подключаются вводы высокого и низкого напряжения;

- Производится тестовый запуск трансформатора.

Те же действия производят с резервным трансформатором.

На рисунке 24 показаны общий вид и габаритные размеры трансформатора ТСЗГЛ-400-10/0,4 У3.

Р исунок 24 – Общий вид трансформатора ТСЗГЛ-400-10/0,4 У3

Цифрами на рисунке 24 показаны:

1 – ролик транспортный; 2 – съемные стенки кожуха; 3 – пластина для подъема трансформатора; 4 – табличка; 5 – реле теплозащиты ТР-100; 6 – узел заземления трансформатора; 7 – кожух; 8 – клеммы регулирования напряжения ВН; 9 – вывод ВН; 10 – уголок, установленный на время транспортирования; 11 – вывод НН

В качестве более дешевой альтернативы можно использовать масляные трансформаторы типа ТМГ номинальной мощностью 400 кВ∙А.

Силовые трансформаторы серии ТМГ (масляные герметичные) мощностью 16-2500 кВ∙А, классом напряжения 10(6)/0,4 кВ изготавливаются в гофробаке, заполненном дегазированным маслом в вакуумной камере. Гофрированные баки обеспечивают необходимую поверхность охлаждения, без применения съемных охладителей.

В трансформаторах ТМГ используются герметичные баки без расширителя. Отсутствие расширителя исключает контакт масла с окружающей средой, предотвращая тем самым процессы увлажнения, окисления и шламообразования. Благодаря этому масло не меняет своих диэлектрических свойств в течение всего срока службы.

Регулирование напряжения осуществляется переключателем типа ПБВ (переключение без возбуждения) в ручном режиме при снятой нагрузке и напряжении, путем переключения ответвлений обмотки ВН.

Рисунок 25 – Условное обозначение и расшифровка трансформатора ТМГ

Рисунок 26 – Общий вид трансформатора ТМГ 400-10/0,4 У1

На рисунке 26 показан общий вид и габаритные размеры трансформатора ТМГ 400-10/0,4 У1, цифрами обозначены:

1 – ролик транспортный; 2 – зажим заземления; 3 – пробка сливная; 4 – бак; 5 – табличка; 6 – маслоуказатель; 7 – ввод НН; 8 – ввод ВН; 9 – гильза термометра; 10 – патрубок для заливки масла; 11 – серьга для подъема трансформатора; 12 – переключатель; 13 – пробивной предохранитель.

Таблица 4 – Размеры и масса трансформатора ТМГ-400-10/0,4 У1

Размеры, мм											Масса, кг
L	B	H	H1	A	A1	A2	A3	A4	b	b1	масла	полная
1300	860	1485	1085	660	660	270	110	110	140	105	350	1360

Для контроля уровня масла трансформаторы типа ТМГ снабжаются маслоуказателем поплавкового типа.

Для измерения температуры верхних слоев масла на крышке трансформаторов предусмотрена гильза для установки жидкостного стеклянного термометра.

3.2 Установка автоматических выключателей на низкой стороне трансформатора собственных нужд

В качестве устанавливаемых автоматических выключателей будем использовать выключатели ВА 88-32 российской фирмы IEK. Технические характеристики выключателя указаны в таблице 5.

Автоматы ВА 88 предназначены для защиты электрооборудования в трехфазных сетях, проведения тока в при значения In соответствующих расчетным и размыкания электроцепи при коротких замыканиях, токах перегрузки, а также при недопустимых снижениях напряжения с помощью минимальных и расцепителей. Возможно ручные оперативные включения и отключения участков электроцепей. Выключатели рассчитаны на использование в электроустановках с напряжением до 400В.

Основные области применения выключателей ВА 88

- вводные автоматические выключатели в электрощите;

- защита цепей электродвигателей;

- защита отходящих линий;

- на вводе резерва;

- защита отходящих линий на низкой стороне трансформатора.

Особенности и основные характеристики выключателей ВА 88:

- 6 типоразмеров на номинальные токи от 100 до 1600А;

- диапазон уставки расцепителей по току перегрузки в зависимости габарита корпуса от 12,5 до 1600А;

- предельная отключающая способность от 12,5 до 5,кА в зависимости от типоразмера;

- автоматы ВА88 изготавливаются с термомагнитными и электронными расцепителями;

- наличие кнопки тест для проверки работы расцепителей, электронные расцепители позволяют создавать селективную систему защиты;

Автоматические выключатели ВА 88 могут комплектоваться следующими дополнительными устройствами:

- аварийный контакт сигнализации – дополнительный контакт, переключающий свое состояние в момент срабатывания автомата;

- дополнительный контакт;

- независимый расцепитель – для дистанционного принудительного размыкания цепи, путем подачи управляющего сигнала на выводы расцепителя;

- расцепитель минимального напряжения – для автоматического отключения автомата ВА88 при снижении напряжения ниже допустимого значения;

- привод ручной поворотный – удлиненная рукоятка для ручного оперирования выключателем через дверцу шкафа;

- электропривод – для дистанционного включения устройства, путем подачи управляющего напряжения на выводы электропривода;

- втычная панель (цоколь);

- выкатная панель (корзина);

Все оборудование устанавливается дополнительно, что позволяет модернизацию выключателей в процессе эксплуатации.

Конструкция и принцип действия выключателя:

Выключатель ВА88 выполнен в виде моноблока и состоит из основания и крышки с фальшпанелью, в которой имеется окно для рукоятки управления и толкатель кнопки “Тест” проверки механизма отключения выключателя. Основание является несущей конструкцией для присоединительных зажимов, неподвижных силовых контактов с системой дугогашения, механизма управления с системой подвижных контактов, блока защиты от сверхтоков. Крышка закрывает все подвижные элементы механизма управления и внутренние токоведущие части. Механизм управления выключателя построен на принципе переламывающегося рычага и снабжен мощной возвратной пружиной.

При взведении рукоятки механизма управления приводится в движение изолирующая рейка, на которой закреплены подпружиненные подвижные силовые контакты с гибкими соединениями. Рейка поворачивается в боковых направляющих, обеспечивая не только замыкание подвижных и неподвижных силовых контактов, но и необходимые провалы для увеличения и выравнивания давления на подвижные контакты. Действие возвратной пружины блокируется элементами переламывающегося рычага, находящимися в этот момент на одной прямой линии и опирающимися одним коленом на выступ поворотного элемента “сброса” механизма управления. “Сброс” механизма управления осуществляется посредством плоской рейки, на которую воздействуют через регулировочные винты толкатели и биметаллических пластин тепловых расцепителей и электромагнитов защиты от коротких замыканий.

Система дугогашения выключателей в исполнениях ВА88-32 и 33 (до 160А) состоит из дугогасящих решеток со стальными никелированными вкладышами; в исполнении ВА88-35 (250А) и выше применены дополнительные распылители дуги в виде толстых перфорированных стальных пластин, вставленных в крышку.

Тем не менее, при установке выключателей в замкнутый объём распределительных устройств, необходимо учитывать возможность выброса вперед на расстояние до 30 мм продуктов горения дуги, в случае срабатывания защиты от сверхтока. Габаритные размеры выключателя приведены на рисунке 27.

Рисунок 27 – Габаритные размеры выключателя ВА 88-32

Таблица 5 – Технические характеристики выключателя ВА 88-32

М аксимальный номинальный ток Inm, А	Номинальный ток (уставка теплового расцепителя), In, А	Уставка электромагнитного расцепителя Im, А	Номинальная наибольшая отключающая способность Ics при 400В, кА	Номинальная предельная отключающая способность Icu при 400В, кА	Номинальная наибольшая включающая способность Icm/cosφ при 400В, кА	Механическая износостойкость циклов В-О, не менее	Электрическая износостойкость циклов В-О, не менее	Срок службы, лет, не менее
125	12,5; 16; 25; 32; 40; 50; 63; 80; 100; 125.	10∙ In	12,5	25	73,5/0,25	8500	2500	15

Рисунок 28 – Внутреннее устройство выключателя ВА 88-32

На рисунке 28 приведено внутреннее устройство выключателя ВА 88-32, цифрами на нем указаны:

1 – Корпус из термостойкой пластмассы; 2 – Винтовые зажимы; 3 – Неподвижные силовые контакты; 4 – Подвижные силовые контакты; 5 – Блок системы дугогашения; 6 – Механизм взвода; 7 – Изолирующая рейка; 8 – Плоская рейка; 9 – Узел теплового и электромагнитного расцепителя; 10 – Регулировочные винты теплового расцепителя.

Для возможности дистанционного управления выключателем на него устанавливаются электропривод и независимый расцепитель.

С данным выключателем устанавливается электропривод ЭП-32. Технические характеристики указаны в таблице 6.

Электропривод предназначен для дистанционного включения и отключения автоматических выключателей серии ВА-88 и по своим характеристикам соответствует техническим условиям ТУ3429-030-18461115-2006.

Данный электропривод допускает возможность перехода на ручное управление при отсутствии напряжения в цепи управления.

Электропривод обеспечивает надежную и устойчивую работу при следующих условиях эксплуатации:

- Диапазон рабочих температур окружающего воздуха – от -40 до +50˚С;

- Высота над уровнем моря – не более 2000 м;

- Относительная влажность воздуха – не более 98% при 25˚С;

- Климатическое исполнение по ГОСТ 15150 – УХЛ3.

Таблица 6 – Технические характеристики электропривода ЭП-32

Наименование параметра	Значение
Номинальное рабочее напряжение Ue, В	230
Диапазон рабочих напряжений U, В
Номинальная частота сети, Гц	50
Максимальная мощность при пуске, В∙А	2000
Время включения, с, не более	0,1
Время отключения, с, не более	0,1
Износостойкость, циклов В-О, не менее	8000
Масса, кг, не более	0,84

Рисунок 29 – Общий вид выключателя ВА 88-32 с электроприводом ЭП-32

Электропривод допускает 15 операций включение/отключение подряд с паузой между операциями не менее 5с. При наличии напряжения в цепи управления электропривода процесс включения и отключения заканчивается автоматически

(независимо от оператора), если контакты кнопок управления электроприводом находились в замкнутом положении не менее 0,2 с.

На рисунке 29 показан общий вид выключателя ВА 88-32 с электроприводом ЭП-32.

Конструкция и принцип действия электропривода:

Конструкция электропривода представляет собой моноблок, устанавливаемый на переднюю (лицевую) панель выключателя, и включает в себя два электромагнита, питаемых через выпрямители, и переключаемый концевой выключатель. На передней панели электропривода расположена рукоятка ручного оперирования электроприводом (вкл/откл). К соединительным проводникам 1, 2, 3 длиной 15 см каждый подключаются кнопки дистанционного управления SB1, SB2 и питающее напряжение. Принцип действия электропривода следующий: если выключатель находится во включенном состоянии, то при нажатии на кнопку SB1 “Откл” подается напряжение на электромагнит YA1, срабатывание которого приводит к отключению выключателя. Цепь питания электропривода переключается контактами концевого выключателя SQ. При нажатии на кнопку SB2 “Вкл” питающее напряжение подается на электромагнит YA2, срабатывание которого приводит к включению выключателя. При срабатывании выключателя от сверхтока, независимого расцепителя, расцепителя минимального напряжения или кнопки “Тест” (при этом рукоятка электропривода установится в среднее положение) для повторного включения выключателя необходимо нажать кнопку SB1 “Откл”, а затем нажать кнопку SB2 “Вкл”.

На рисунке 30 показана принципиальная электрическая схема электропривода.

Рисунок 30 – Принципиальная электрическая схема электропривода ЭП-32

Условные обозначения на рисунке 30:

SB1, SB2 – выключатели кнопочные; SQ – выключатель концевой; VD1, VD2 – выпрямители; YA1, YA2 – электромагниты; 1, 2, 3 – присоединительные проводники.

На рисунке 31 приведены габаритные размеры выключателя ВА 88-32 с электроприводом ЭП-32.

Рисунок 31 – Габаритные размеры выключателя ВА 88-32 с электроприводом

ЭП-32

Данный выключатель комплектуется независимым расцепителем РН-125/160 (РН-32/33).

Независимый расцепитель предназначен для дистанционного отключения выключателя. После подачи напряжения в цепь управления независимого расцепителя его электромагнитный механизм отключает выключатель, у которого размыкаются контакты главной цепи. При этом поворотная рейка выключателя воздействует на вспомогательные контакты, встроенные в механизм независимого расцепителя и блокирующие повторную подачу напряжения. Это позволяет обходиться без установки в механизм независимого расцепителя для его защиты свободных вспомогательных контактов.

Также на выключатель может быть установлен расцепитель минимального напряжения РМ-125/160 (РМ-32/33).

Расцепитель минимального напряжения предназначен для отключении выключателя при снижении фазного или линейного напряжения на его вводе до 70% от номинального, а также препятствует его включению, если напряжение в этой цепи меньше 85% от номинального. Основным назначением расцепителя минимального напряжения является отключение электрооборудования при недопустимом для него снижении напряжения. Расцепитель минимального можно также использовать в качестве независимого расцепителя, если последовательно в цепь его управления включить кнопочный выключатель с размыкающим контактом. При кратковременном размыкании контакта кнопочного выключателя расцепитель минимального напряжения отключит автоматический выключатель.

На рисунке 32 показаны независимый расцепитель РН-125/160 (РН-32/33) и расцепитель минимального напряжения РМ-125/160 (РМ-32/33).

а

б

Рисунок 32 – Независимый расцепитель РН-125/160 (а), и расцепитель минимального напряжения РМ-125/160 (б)

4 Расчет срока окупаемости проекта модернизации низковольтного оборудования тяговой подстанции

Срок окупаемости инвестиций служит для определения степени рисков реализации проекта и выгоды инвестиций [7]. Различают простой и динамический сроки окупаемости. Простой срок окупаемости проекта - это период времени, по окончании которого чистый объем поступлений (доходов) перекрывает объем инвестиций (расходов) в проект. Его можно рассчитать по формуле [7]:

(58)

где РР – срок окупаемости инвестиций (лет);

К₀ ­­­­­– первоначальные инвестиции;

CF_сг – среднегодовые денежные поступления от реализации инвестиционного проекта. Показатель простой окупаемости инвестиций завоевал широкое признание благодаря своей простоте и легкости расчета даже теми специалистами, которые не обладают финансовой подготовкой.

Пользуясь показателем простой окупаемости, надо всегда помнить, что он хорошо работает только при справедливости следующих допущений [8]:

1) все сопоставляемые с его помощью инвестиционные проекты имеют одинаковый экономический срок жизни;

2) все проекты предполагают разовое вложение первоначальных инвестиций;

3) после завершения вложения средств инвестор начинает получать примерно одинаковые ежегодные денежные поступления на протяжении всего периода экономической жизни инвестиционных проектов.

Метод расчета простого срока окупаемости обладает очень серьезными недостатками, так как игнорирует три важных обстоятельства [8]:

1) различие ценности денег во времени;

2) существование денежных поступлений и после окончания срока окупаемости;

3) разные по величине денежные поступления от хозяйственной деятельности по годам реализации инвестиционного проекта.

Именно поэтому расчет срока окупаемости не рекомендуется использовать как основной метод оценки приемлемости инвестиций. К нему целесообразно обращаться только ради получения дополнительной информации, расширяющей представление о различных аспектах оцениваемого инвестиционного проекта.

Динамический срок окупаемости соответствует периоду, при котором накопительное значение чистого потока наличности изменяется с отрицательного на положительное. Расчет динамического срока окупаемости осуществляется по накопительному (кумулятивному) дисконтированному чистому потоку наличности.

Срок окупаемости инвестиций – рассчитанный по данным инвестиционного проекта отрезок времени, за который сумма амортизационных отчислений и прибыли (после налогообложения), исчисленная нарастающим итогом, достигает величины общего объема инвестиций, предусмотренных по инвестиционному проекту.

Период фактической окупаемости инвестиций – отрезок времени, в котором началось осуществление инвестиций, до момента фактической окупаемости инвестиций.

4.1 Расчет затрат на модернизацию оборудования собственных нужд тяговой подстанции

В данном дипломном проекте рассматривалось два варианта модернизации оборудования собственных нужд:

– с установкой сухих малообслуживаемых трансформаторов собственных нужд и автоматических выключателей ВА 88-32 с моторным приводом ЭП-32;

– с установкой традиционных, более дешевых, но требующих более частого осмотра и обслуживания масляных трансформаторов и автоматических выключателей ВА 88-32 с моторным приводом ЭП-32.

Первый вариант более дорогостоящий, но в дальнейшие затраты на обслуживание сухих трансформаторов сводятся к минимуму и ими можно пренебречь, второй вариант более дешевый, но масляные трансформаторы требуют периодической очистки и замены масла, установку более совершенной системы пожаротушения.

Стоимость нового оборудования указана в таблице 7.

Таблица 7 – Стоимость оборудования для модернизации

Наименование изделия	Единица измеренения	Количество	Цена за единицу с учетом НДС, р.	Сумма затрат, р
I вариант
Трансформатор ТСЗГЛ-400-10/0,4 У3	шт.	2	505570	1011140
Выключатель ВА 88-32	шт.	2	1591	3182
Электропривод ЭП-32	шт.	2	2528	5056
Панель для монтажа ПМ1/П32	шт.	2	977	1954
Независимый расцепитель РН-125/160	шт.	2	219	438
Расцепитель минимального напряжения РМ-125/160	шт.	2	476	952
Итого:				1022722
II вариант
Трансформатор ТМГ-400-10/0,4 У1	шт.	2	223000	446000
Выключатель ВА 88-32	шт.	2	1591	3182
Электропривод ЭП-32	шт.	2	2528	5056
Панель для монтажа ПМ1/П32	шт.	2	977	1954
Независимый расцепитель РН-125/160	шт.	2	219	438
Расцепитель минимального напряжения РМ-125/160	шт.	2	476	952
Итого:				457582

Затраты на установку I варианта оборудования примем равными 20% от общей стоимости оборудования, для второго варианта примем их равными 50 % процентам от общей стоимости оборудования, т.к. для масляных трансформаторов требуется подготовка более серьезной системы пожаротушения и общие подготовительные работы к монтажу более дорогостоящие.

Затратами на обслуживание для сухих трансформаторов пренебрежем, а для масляных трансформаторов примем равными 10% от стоимости оборудования.

Общие затраты на проект модернизации указаны в таблице 8.

Таблица 8 – Общие затраты на модернизацию

Общие затраты на модернизацию, р.
I вариант	II вариант
1227266	686373

4.2 Расчет численности персонала тяговой подстанции

Устанавливается среднесетевой норматив численности, чел/тп.

Он включает в себя старших электромехаников и электромехаников. Общая численность персонала определяется исходя из численности персонала на одну тяговую подстанцию.

Численность начальников тяговых подстанций определяем в зависимости от категорийности тяговой подстанции по объему переработки электрической энергии и внедрении кустового метода организации обслуживания.

Определим численность персонала тяговой подстанции по формуле:

, (59)

где – среднесетевой норматив численности начальников тяговых подстанций, равный 0,48 чел/тп;

– региональный коэффициент дороги, учитывающий организацию обслуживания тяговой подстанции кустовым методом, равный 1,20;

– региональный коэффициент дороги, равный 0,82.

чел.

Полученный результат округляем до 5 человек.

Таблица 8 – Численность персонала тяговой подстанции

№ п/п	Наименование должности	Количество человек на одном ЭЧЭ
		Отпаечная	Всего
1	Начальник ЭЧЭ	1	1
2	Старший электромеханик	1	1
3	Электромеханик	1	1
4	Электромонтер 5 разряда	1	1
5	Электромонтер 4 разряда	1	1
Итого		5

В связи с применением малообслуживаемого оборудования (трансформаторы и выключатели) снизим численность штата тяговой подстанции на электромонтера 4 разряда, что позволит экономить на заработной плате.

Рассчитаем экономию, складывающуюся из зарплаты электромонтера 4 разряда [9].

Зарплата рассчитывается по следующей формуле:

(60)

где Т_раб – фонд времени в часах, примем равный 165 часам;

t_ст – часовая тарифная ставка работника, соответствующего разряда, рассчитывается по формуле (61);

К_допл – коэффициент, учитывающий доплаты в долях от тарифной ставки за условия труда, примем равным 4% от оклада;

К_надб – коэффициент, учитывающий надбавки, примем равным 20% от оклада;

К_пр – коэффициент премий, примем равным 25% от оклада работника;

К_р – районный коэффициент, равный 15% от оклада.

Часовая тарифная ставка электромонтера 4 разряда рассчитывается по формуле:

(61)

где t_Iст – часовая тарифная ставка электромонтера I разряда, равная 37,46 рублям;

К_т – тарифный коэффициент, равный для 4 разряда 1,89.

Рассчитаем часовую тарифную ставку для монтера 4 разряда:

Оклад электромонтера 4 разряда за месяц будет равен 11681,9 рублей.

Тогда

Экономия за год:

(62)

4.3 Расчет срока окупаемости

Рассчитаем срок окупаемости по формуле (58).

Для I варианта:

CF_сг = Э_г,

тогда

Для II варианта:

График срока окупаемости приведен на рисунке 33.

Рисунок 33 – График срока окупаемости проектов модернизации

5 Техника безопасности при ревизии трансформатора собственных нужд

Под ревизией понимается совокупность работ по вскрытию, осмотру, проверке, устранению замеченных неполадок и герметизации активной части трансформатора. Ревизия производится в случае нарушений требований  транспортирования и хранения трансформаторов и других нарушений, которые могут привести к повреждению активной части трансформатора. Началом ревизии для трансформаторов, транспортируемых с маслом, считается начало слива масла, для трансформаторов, транспортируемых без масла, — вскрытие крышки или любой заглушки. Кратковременное вскрытие какой-либо заглушки (например, для установки термометра с целью измерения температуры при прогреве) не принимается во внимание. Для трансформаторов до 35 кВ включительно окончанием ревизии считается герметизация бака перед заливкой масла.