По значению в системе электроснабжения

Основные вопросы (вопросы билета)

 

1 Подстанции систем электроснабжения. Основные понятия    

Электроустановка - совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другие виды энергии.

Распределительное устройство (РУ) - электроустановка, служащая для приема и распределения электроэнергии и содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства (компрессорные, аккумуляторные и др.), а также устройства защиты, автоматики, телемеханики, связи и измерений.

Открытое распределительное устройство (ОРУ) - РУ, все или основное оборудование которого расположено на открытом воздухе.

Закрытое распределительное устройство (ЗРУ) - РУ, оборудование которого расположено в помещении.

Комплектное распределительное устройство - РУ, состоящее из шкафов или блоков со встроенными в них аппаратами, устройствами измерения, защиты и автоматики и соединительных элементов (например, токопроводов), поставляемых в собранном или полностью подготовленном к сборке виде.

Комплектное распределительное устройство элегазовое (КРУЭ) - РУ, в котором основное оборудование заключено в оболочки, заполненные элегазом (SF₆), служащим изолирующей и/или дугогасящей средой.

Комплектное распределительное устройство, предназначенное для внутренней установки, сокращенно обозначается КРУ, а для наружной - КРУН. Разновидностью КРУ является КСО - камера сборная одностороннего обслуживания.

Камера - помещение, предназначенное для установки аппаратов, трансформаторов и шин.

Закрытая камера - камера, закрытая со всех сторон и имеющая сплошные (не сетчатые) двери.

Огражденная камера - камера, которая имеет проемы, защищенные полностью или частично несплошными (сетчатыми или смешанными) ограждениями.

Распределительный пункт - РУ 6-500 кВ с аппаратурой для управления его работой, не входящее в состав ПС.

Секционирующий пункт - пункт, предназначенный для секционирования (с автоматическим или ручным управлением) участка линий 6-20 кВ.

Здание вспомогательного назначения (ЗВН) - здание, состоящее из помещений, необходимых для организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования ПС.

Подстанция (ПС) - электроустановка, предназначенная для распределения и преобразования электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей энергии, распределительных устройств, устройств управления и вспомогательных сооружений.

Функционально подстанции делятся на трансформаторные, преоб­разовательные и распределительные.

Трансформаторная подстанция (ТП) - электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения энергии и состоящая из трансформаторов, РУ, устройств управления, технологических и вспомогательных сооружений.

Преобразовательная подстанция предназначена для приема, пре­образования (частоты, рода тока) и распределения электрической энергии.

Распределительная подстанция предназначена для приема и распре­деления электрической энергии без ее преобразования.

Комплектная трансформаторная ПС (КТП) - ПС, состоящая из трансформаторов, блоков (КРУ и КРУН) и других элементов, поставляемых в собранном или полностью подготовленном на заводе-изготовителе к сборке виде.

По значению в системе электро­снабжения трансформаторные подстанции делятся на главные понизительные подстанции (ГПП), подстанции глубокого ввода (ПГВ), трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ. По­следние называются цеховыми подстанциями в промышленных сетях, городскими - в городских сетях.

Главная понизительная подстанция - трансформаторная подстанция, получающая электроэнергию от энергосистемы на напряжениях 35 кВ и выше и распределяющая ее по территории предприятия.

Подстанция глубокого ввода - подстанция с первичным напряжением 35 кВ и выше, выполняемая по упрощенным схемам первичной коммутации, получающая питание от энергосистемы или узловой распределительной подстанции данного предприятия и предназначенная для питания отдельного цеха, корпуса, группы цехов предприятия.

Распределительные подстанции делятся на узловые распределитель­ные подстанции (УРП) напряжением 110 кВ и выше; центральные распреде­лительные подстанции (пункты) (ЦРП) напряжением 10(6) кВ; распредели­тельные подстанции (пункты) напряжением 10(6) кВ.

Узловая распределительная подстанция - центральная подстанция предприятия напряжением 110-220 кВ, получающая электроэнергию от энергосистемы и распределяющая ее на том же напряжении по главным понизительным подстанциям или подстанциям глубокого ввода по территории предприятия.

Центральная распределительная подстанция - подстанция предприятия, получающая электроэнергию от энергосистемы на напряжении 10(6) кВ и распределяющая ее на том же напряжении по территории предприятия.

В зависимости от способа присоединения подстанции к питающей линии трансформаторные подстанции делятся на тупиковые, проход­ные, ответвительные.

Если линия питает только одну подстанцию, то подстанция называ­ется тупиковой (рисунок 1.1,а).

К тупиковым подстанциям относятся подстанции, получающие питание по радиальным схемам, и последние подстанции в магистральной схеме с односторонним питанием.

Проходная подстанция включается в рассечку питающей магистральной линии, т. е. имеется вход и выход питающей линии (рисунок 1.1,б).

Если подстанция подключается через ответвление от питающей ли­нии, она называется ответвительной (рисунок 1.1,в).

а - тупиковая; б - проходная; в - ответвительная

 

Рисунок 1.1. Схемы присоединения подстанций к питающей линии

 

По типу подстанции делятся на открытые и закрытые.

 Открытой подстанцией называется подстанция с открытой установкой трансфор­маторов, закрытой - подстанция, все элементы которой (распредели­тельные устройства и трансформаторы) устанавливаются в специаль­ном помещении.

В закрытых распределительных устройствах аппараты размещены в зданиях и защищены от атмосферных осадков, ветра, резких изменений температуры, пыли, морской соли, вредных химических агентов в воздухе.

В открытых распределительных устройствах аппараты установлены вне зданий и подвержены воздействию атмосферы и содержащихся в воздухе вредных веществ.

В зависимости от места установки и размещения оборудования под­станции напряжением 10(6) кВ делятся на внутрицеховые, встроенные, пристроенные, отдельно стоящие.

Внутрицеховая ПС (РУ) - ПС (РУ), расположенная внутри цеха открыто (без ограждения), за сетчатым ограждением, в отдельном помещении.

Встроенная ПС (РУ) - ПС (РУ), занимающая часть здания.

Пристроенная ПС (РУ) - ПС (РУ), непосредственно примыкающая к основному зданию электростанции или промышленного предприятия.

Отдельно стоящая ПС располагается отдельно от производ­ственных и общественных зданий.

В зависимости от числа обмоток трансформатора подстанции могут быть с двух- и трехобмоточными трансформаторами, с расщепленными обмотками низшего напряжения.

Распределительное устройство называют сборным, если большая часть монтажных работ выполняется на месте установки.

Распределительное устройство называют комплектным, если оно изготовлено на специализированном заводе и поставляется к месту установки готовыми частями.

 

2 Структурные схемы трансформаторных подстанций

Подстанция с двухобмоточными трансформаторами состоит из трех основных узлов: распределительного устройства высшего напряжения (РУВН); силового трансформатора или автотрансформатора (одного или нескольких), распределительного устройства низшего напряжения (РУНН) (рисунок 1.2,а,в), вспомогательных устройств (компрессорных, аккумуляторных и т. п.), устройств релейной защиты, автоматики, из­мерения.

В подстанциях с трехобмоточными трансформаторами добав­ляется четвертый узел - распределительное устройство среднего на­пряжения (РУСН) (рисунок 1.2,б). В схемах электроснабжения могут применяться трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего на­пряжения (рисунок 1.2,в,д), что приводит к увеличению секций сборных шин в РУНН. Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения позволяет уменьшить токи короткого замыкания за трансформаторами. С этой же целью на подстанциях могут устанав­ливаться сдвоенные реакторы (рисунок 1.2,г,д).

 

Рисунок 1.2 - Структурные схемы трансформаторных подстанций

 

Распределительное устройство высокого напряжения подстанции чаще всего выполняет функции приема электрической энергии от ли­нии электропередачи к трансформатору. В отдельных случаях РУВН может выполнять функции приема и распределения электроэнергии.

Распределительные устройства средних и низших напряжений все­гда выполняют функции приема и распределения электроэнергии. Ана­логичные функции выполняют и распределительные подстанции.

 

 

3 Общие вопросы проектирования подстанций

Проектирование подстанций регламентируется нормативными до­кументами, разработанными институтами Тяжпромэлектропроект и ЭнергосетьпроектКроме того, Министерством энергетики РФ изда­ны Рекомендации.

Проект подстанции разрабатывается на 5 лет с момента предполагаемого ввода ее в эксплуатацию и с перспек­тивой развития на последующее время (не менее 5 лет).

Проектирование подстанций ведется на основе следующих утвер­жденных схем:

1) схемы развития энергосистемы или электрических сетей города;

2) схемы внешнего электроснабжения объекта (промышленного предприятия, микрорайона города и т. д.);

3) схемы организации ремонта, технического и оперативного обслу­живания;

4) схемы развития средств управления общесистемного назначения (СУОН), включающие в себя релейную защиту и автоматику ава­рийного режима (РЗА), противоаварийную автоматику, а также схемы развития автоматизированных систем диспетчерского управления.

Исходными данными для проектирования служат:

1) район размещения подстанции;

2) нагрузки на расчетный период и их перспективное развитие с указанием распределения по напряжениям и категориям;

3) число присоединяемых линий напряжением 35 кВ и выше, их на­грузки;

4) число линий 10(6) кВ и их нагрузки;

5) расчетные значения токов однофазного и трехфазного короткого замыкания с учетом развития сетей и генерирующих источников на срок не менее пяти лет, считая от предполагаемого ввода в эксплуатацию;

6) уровни и пределы регулирования напряжения на шинах подстан­ции и необходимость дополнительных регулирующих устройств с учетом требований к качеству электрической энергии;

7) режимы заземления нейтралей трансформаторов;

8) границы раздела обслуживания объектов различными энергообъе­динениями и энергопредприятиями и т. д.

При проектировании подстанций решаются следующие задачи:

1) выбор площадки для строительства подстанции;

2) выбор типа и исполнения подстанций и распределительных уст­ройств (закрытого или открытого типа, комплектная, сборная и т. д.);

3) определение схемы электрических соединений распределительных устройств высокого, среднего и низшего напряжений;

4) ограничение токов короткого замыкания;

5) выбор основного электротехнического оборудования и токоведущих частей;

6) ограничение перенапряжений, выбор места установки, числа ограничителей перенапряжений или вентильных разрядников и других защитных средств для ограничения перенапряжений;

7) заземление подстанций;

8) выбор источников оперативного тока и источников питания собственных нужд подстанции;

9) управление, релейная защита, автоматика, сигнализация.

Для трансформаторных подстанций дополнительно решаются сле­дующие задачи:

1) выбор числа трансформаторов, определение их мощности, номи­нальных напряжений, соотношения мощностей обмоток трехобмоточных трансформаторов;

2) выбор режимов заземления нейтралей трансформаторов; при не­обходимости решается вопрос компенсации емкостных токов в электрических сетях 6-35 кВ (выбор места установки, числа и мощности дугогасящих реакторов);

3) определение уровней и пределов регулирования напряжения на шинах подстанции, необходимости установки дополнительных регулирующих устройств с учетом требований к качеству электри­ческой энергии.

ПС 35-750 кВ проектируются, как правило, открытого типа.

ПС 35, 110 кВ должны, преимущественно, проектироваться комплектными, заводского изготовления. РУ 6 и 10 кВ для комплектных трансформаторных ПС выполняются в виде КРУН наружной установки или КРУ, устанавливаемых в закрытом помещении. Применение некомплектных подстанций обосновывается проектом.

Сооружение закрытых ПС напряжением 35-220 кВ следует предусматривать в случаях:

1) расположения ПС глубокого ввода с трансформаторами 16 МВ.А и более на стесненной территории городов;

2) расположения ПС на территории городов, когда это диктуется градостроительными соображениями;

3) расположения ПС в районах с большими снежными заносами, в зонах сильных промышленных уносов и в прибрежных зонах с сильнозасоленной атмосферой;

4) необходимости снижения уровня шума до допустимых пределов.

РУ 6 и 10 кВ закрытого типа применяются:

1) в районах, где по климатическим условиям, условиям загрязнения атмосферы или наличия снежных заносов и пыльных уносов, невозможно применение КРУН;

2) при числе шкафов более 15;

3) на ПС напряжением 330-750 кВ;

4) при наличии технико-экономического обоснования.

В ЗРУ 6 и 10 кВ рекомендуется устанавливать шкафы КРУ заводского изготовления. Для ремонта КРУ и хранения выкатных тележек в ЗРУ должно предусматриваться специальное место.

В закрытых РУ 6, 10 кВ рекомендуется располагать оборудование секций в отдельных, изолированных друг от друга помещениях, с установкой, при соответствующем обосновании, двух последовательно включенных секционных выключателей в разных помещениях.

На ПС 35-330 кВ с упрощенными схемами на стороне ВН с минимальным количеством аппаратуры, размещаемых в районах с загрязненной атмосферой, рекомендуется открытая установка оборудования ВН и трансформаторов с усиленной внешней изоляцией. Закрытая установка допускается при технико-экономическом обосновании.

Уровень изоляции оборудования ОРУ и ошиновки выбирается в соответствии с требованиями главы 1.9 ПУЭ-7 и с учетом степеней загрязнения по ГОСТ 9920.

ЗРУ 35-220 кВ применяются в районах:

1) с загрязненной атмосферой, где применение ОРУ с усиленной изоляцией или аппаратурой следующего класса напряжения с учетом ее обмыва не эффективно, а удаление ПС от источника загрязнения экономически нецелесообразно;

2) требующих установки оборудования исполнения ХЛ при отсутствии такого исполнения;

3) стесненной городской и промышленной застройки;

4) с сильными снегозаносами и снегопадами, а также в особо суровых климатических условиях и при стесненных площадках при соответствующем технико-экономическом обосновании.

Трансформаторы 35-750 кВ следует, как правило, устанавливать открытыми.

Закрытая установка трансформаторов 35-220 кВ применяется:

1) когда усиление изоляции не дает должного эффекта;

2) когда в атмосфере содержатся вещества, вызывающие коррозию, а применение средств защиты не рационально;

3) при необходимости снижения уровня шума до нормированных значений и невозможности обеспечить необходимое снижение шума другими средствами.

 

 

4 Основные элементы распределительных устройств

Распределительные устройства всех напряжений, осуществляющие прием и распределение электрической энергии, выполняются со сбор­ными шинами.

Распределительные устройства ВН трансформаторных подстанций, предназначенные только для приема электрической энер­гии (без ее распределения), выполняются без сборных шин по блоч­ным, мостиковым и другим схемам.

Распределительное устройство со сборными шинами состоит из сборных шин, к которым через ответвительные шины подключаются различные присоединения:

1) питающие линии (ввод);

2) отходящие линии;

3) секционирование;

4) трансформаторы напряжения;

5) трансформаторы для собственного обслуживания;

6) заземляющие разъединители сборных шин и др.

Сборными шинами называются короткие участки шин жесткой или гибкой конструкции, обладающие малым электрическим сопротивле­нием, предназначенные для подключения присоединений.

По своему назначению сборные шины делятся на рабочие, резерв­ные и обходные.

Рабочая система шин в нормальном режиме находится под напряжением и осуществляет питание всех подключенных к ней присоединений.

Резервная система шин служит для питания присоеди­нений подстанции в случае ремонта или ревизии рабочей системы шин. В нормальном режиме резервная система шин находится не под напря­жением.

Обходная система шин применяется при повышенных требо­ваниях к надежности электроснабжения и позволяет осуществлять контроль и ремонт любого коммутационного аппарата без отключения по­требителей. В нормальном режиме обходная система шин не под напряжением.

На всех присоединениях на участках от сборных шин до выключа­телей, предохранителей, трансформаторов напряжения и т. п., а также на участках, где возможна подача напряжения от других источников напряжения, обязательно устанавливаются разъединители, обеспечи­вающие видимый разрыв цепи. Указанное требование не распространя­ется на шкафы КРУ и КРУН с выкатными тележками, высокочастот­ные заградители и конденсаторы связи, трансформаторы напряжения, устанавливаемые на отходящих линиях, разрядники, устанавливаемые на вводах трансформаторов и на отходящих линиях.

Питающие и отходящие линии подключаются к сборным шинам через разъединители и выключатели. На каждую линию необходим один выключатель, один или два шинных разъединителя (в зависимо­сти от применяемой системы сборных шин) и один линейный разъеди­нитель (рисунок 1.3,а,б).

 

 

а - с одной системой шин; б - с двумя системами шин;

в - с одной системой шин выкатного исполнения

 

Рисунок 1.3 - Присоединения выключателей к сборным шинам

 

Выключатель служит для включения и отклю­чения линии в нормальных и аварийных режимах.

Шинный разъедини­тель предназначен для создания видимого отключения сети и создания безопасных условий для проведения контроля и ремонта выключателя, а также при двух системах шин - для переключения присоединений с одной системы шин на другую без перерыва в работе.

 Линейный разъ­единитель предусматривается в присоединениях, гдо при отключенном выключателе линия может оказаться под напряжением и необходимо видимое отключение линии для безопасного ремонта выключателя.

При использовании комплектных распределительных устройств выкатного исполнения выключатели, трансформаторы напряжения и дру­гое оборудование устанавливаются на выкатных тележках. В этом слу­чае на схеме указываются штепсельные разъемы (рисунок 1.3,в).

 

В распределительных устройствах обязательно предусматриваются стационарные заземляющие ножи, обеспечивающие заземление аппа­ратов и ошиновки без применения переносных заземлителей. Распре-делительные устройства должны быть оборудованы оперативной блоки­ровкой, исключающей ошибочные действия с разъединителями, вы­ключателями, заземляющими ножами и т. д.

На присоединениях питающих и отходящих линий кроме коммута­ционных аппаратов устанавливаются трансформаторы тока, на воздуш­ных линиях напряжением 35 кВ и выше - высокочастотные заградите­ли и конденсаторы связи.

Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждуюсистему шин, а если система шин делится на части (секции), то на каждуюсек­цию шин. Трансформаторы напряжения подключаются к сборным ши­нам через разъединители и предохранители в РУ 6-35 кВ и через разъ­единители в РУ 110 кВ и выше.

При необходимости в распределительном устройстве предусматрива­ются трансформаторы для собственного обслуживания, которые служат для питания оперативных цепей, а также освещения технологических и вспомогательных зданий и сооружений подстанции. Трансформаторы для собственного назначения подключаются через предохранители до выключателей ввода, если ТСН используются для питания оперативных цепей, и на сборные шины, если ТСН не используются для питания опе­ративных цепей.

 

5 Схема с одной несекционированной системой шин: особенности, область применения, достоинства и недостатки

Схема с одной несекционированной системой шин - самая простая схема, которая применяется в сетях 6-35 кВ (рисунок 2.1). В сетях 10(6) кВ схему называют одиночной системой шин. На отходящих и питающих линиях устанавливается один выключатель, один шинный и один ли­нейный разъединители.

Недостатки данной схемы:

1) в схеме используется один источник питания;

2) профилактический ремонт сборных шин и шинных разъедините­лей связан с отключением распределительного устройства, что приводит к перерыву электроснабжения всех потребителей на время ремонта;

3) повреждения в зоне сборных шин приводят к отключению рас­пределительного устройства;

4) ремонт выключателей связан с отключением соответствующих присоединений.

Рисунок 2.1 - Схема с одной системой шин

 

6 Схема с одной секционированной выключателем системой шин: особенности, область применения, достоинства и недостатки

Схема с одной секционированной выключателем системой шин (рисунок 2.2) позволяет частично устранить перечисленные выше недос­татки предыдущей схемы путем секционирования системы шин, т. е. разделения системы шин на части с установкой в точках деления сек­ционных выключателей.

Секционирование, как правило, выполняется так, чтобы каждая секция шин получала питание от разных источников питания.

Число присоединений и нагрузка на секциях шин должны быть по возможности равными.

В нормальном режиме секционный выключатель может быть вклю­чен (параллельная работа секций шин) или отключен (раздельная рабо­та секций шин). В системах электроснабжения промышленных пред­приятий и городов предусматривается обычно раздельная работа секций шин.

Данная схема проста, наглядна, экономична, обладает достаточно высокой надежностью, широко применяется в промышлен­ных и городских сетях для электроснабжения потребителей любой ка­тегории на напряжениях до 35 кВ включительно. Допускается приме­нять данную схему при пяти и более присоединениях в РУ 110-220 кВ из герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией, а также в РУ 110 кВ с выкатными выключателями при условии возможности за­мены выключалей в эксплуатационный период. В сетях 10(6) кВ эта схема имеет преимущество. По сравнению с одиночной несекционированной системой шин данная схема имеет более высокую надежность, так как при коротком замыкании на сборных шинах отключается толь­ко одна секция шин, вторая остается в работе.

Недостатки схемы с одной секционированной выключаталем систе­мы шин:

1) на все время проведения контроля или ремонта секции сборных
шин один источник питания отключается;

2) профилактический ремонт секции сборных шин и шинных разъе­динителей связан с отключением всех линий, подключенных к этой секции шин;

3) повреждения в зоне секции сборных шин приводят к отключе­нию всех линий соответствующей секции шин;

4) ремонт выключателей связан с отключением соответствующих присоединений.

 

Рисунок 2.2 - Схема с одной секционированной системой шин

 

7 Две одиночные секционированные вы­ключателями системы шин. Особенности и область применения

Вышеперечисленные недостатки частично устраняются при ис­пользовании схем с большим числом секций. На рисунке 2.3 представле­на схема РУ 10(6) кВ подстанции с двумя трансформаторами с расще­пленной обмоткой или с двумя сдвоенными реакторами. Схема имеет четыре секции шин и называется "две одиночные секционированные вы­ключателями системы шин".

 

Рисунок 2.3 - Схема с двумя одиночными секционированными системами шин

8 Четыре одиночные секционированные выключателями системы шин. Особенности и область применения

При наличии одновременно двух транс­форматоров с расщепленной обмоткой и двух сдвоенных реакторов применяется схема, состоящая из восьми секций шин, которая называ­ется "четыре одиночные секционированные выключателями системы шин" (рисунок 2.4).

 

Рисунок 2.4 - Схема с четырьмя одиночными

секционированными системами шин

 

9 Схема с одной секционированной выключателем и обходной системами шин. Особенности и область применения

Схема с одной секционированной выключателем и обходной системами шин позволяет проводить ревизию и ремонт выключателей без отклю­чения присоединения. В нормальном режиме обходная система шин находится без напряжения, разъединители, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин, отключены. В схеме могут быть установлены два обходных выключателя, осуществляющие связь каждой секции шин с обходной. В целях экономии средств ограничива­ются одним обходным выключателем с двумя шинными разъедините­лями, с помощью которых обходной выключатель может быть присое­динен к первой или второй секциям шин.

Именно эта схема предлага­ется в качестве типовой для распределительных устройств напряжением 110-220 кВ при пяти и более присоединениях (рисунок 2.5).

 

Рисунок 2.5 - Схема с одной секционированной и

обходной системами шин с обходным (Q1) и

секционным (Q2) выключателями

 

10 Схема с двумя системами сборных шин. Варианты схемы. Особенности и область применения. Недостатки схемы

В схеме с двумя системами сборных шин каждое присоединение со­держит выключатель, два шинных разъединителя и линейный разъеди­нитель. Системы шин связываются между собой через шиносоедини-тельный выключатель (рисунок 2.6).

В первом варианте одна система шин является рабочей, вторая - резервной. В нормальном режиме работы все присоединения подключены к рабочей системе шин через соответ­ствующие шинные разъединители. Напряжение на резервной системе шин в нормальном режиме отсутствует, шиносоединительный выклю­чатель отключен.

Во втором варианте (наибольшее применение) вторую систему сборных шин исполь­зуют постоянно в качестве рабочей. Все присоединения к источникам питания и к отходящим линиям распределяют между обеими системами шин. Шиносоединительный выключатель в нормальном режиме работы замкнут. Схема называется "две рабочие системы шин".

Схема с двумя системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в рабочем состоянии все присоединения. Для этого все присоединения переводят на одну систему шин путем соот­ветствующих переключений коммутационных аппаратов. Данная схема является гибкой и достаточно надежной.

 

Рисунок 2.6 - Схема с двумя системами шин

с шиносоединительным выключателем Q1

 

Недостатки схемы с двумя системами шин:

1) при ремонте одной из систем шин на это время снижается надеж­ность схемы;

2) при замыкании в шиносоединительном выключателе отключают­ся обе системы шин;

3) ремонт выключателей и линейных разъединителей связан с отключением на время ремонта соответствующих присоединений;

4) сложность схемы, большое число разъединителей и выключате­лей. Частые переключения с помощью разъединителей увеличи­вают вероятность повреждений в зоне сборных шин. Большое число операций с разъединителями и сложная блокировка между выключателями и разъединителями приводят к возможности ошибочных действий обслуживающего персонала.

Схему "две рабочие системы шин" допускается применять в РУ 110-220 кВ при числе присоединений от 5 до 15, если РУ выполнено из герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией, а также в РУ 110 кВ с выкатными выключателями при условии замены выключателя в удовлетворяющее эксплуатацию время.

 

11 Схема с двумя системами шин и обходной с шиносоединительным и обходным выключателями. Особенности и область применения

Схема с двумя системами шин и обходной с шиносоединительным и обходным выключателями обеспечивает возможность поочередного ре­монта выключателей без перерыва в работе соответствующих присоеди­нений (рисунок 2.8). Схема рекомендуется к применению в РУ 110-220 кВ при числе присоединений от 5 до 15. В нормальном режи­ме работы обе системы шин являются рабочими, шиносоединительный выключатель находится во включенном положении.

Рисунок 2.8 - Схема с двумя системами шин и обходной

с шиносоединительным (Q1) и обходным (Q2) выключателями

 

12 Блочные схемы. Особенности и область применения

Блочные схемы. Блочной схемой называется схема "блок ли­ния-трансформатор" без сборных шин и связей с выключателями меж­ду двумя блоками на двухтрансформаторных подстанциях (между двумя блоками может устанавливаться неавтоматическая перемычка из разъ­единителей). Блочные схемы применяются на стороне ВН тупиковых подстанций напряжением до 500 кВ включительно, ответвительных и проходных подстанций, присоединяемых к одной или к двум линиям, до 220 кВ включительно.

Схемы "блок линия-трансформатор" могут выполняться:

1) без коммутационных аппаратов (схема глухого присоединения) или только с разъединителем;

2) с отделителем (имеет ограниченное применение в сетях напряжением 110 кВ);

3) с выключателем.

Схема "блок линия-трансформатор без коммутационных аппаратов" применяется при напряжениях 35 - 330 кВ и питании подстанции по радиальной схеме (рисунок 2.10,а). Использование данной схемы целесообразно в слу­чаях, когда подстанция размещается в зоне сильного промышленного загрязнения.

 

а - без коммутационных аппаратов с кабельным вводом

 (схема глухого присоединения); б - с разъединителем

 

Рисунок 2.10 - Схема "блок линия-трансформатор"

Для питания трансформаторов следует ис­пользовать кабельные линии высокого напряжения, что позволяет ис­ключить воздействие окружающей среды на изоляцию вводов даже при открытой установке трансформаторов.

Для защиты трансформатора напряжением 330 кВ любой мощно­сти, а также трансформатора напряжением 110, 220 кВ мощностью бо­лее 25 MB×А предусматривается передача отключающего сигнала на го­ловной выключатель, который обеспечивает отключение питающей ли­нии в случае повреждения трансформатора. Выбор способа передачи сигнала зависит от длины питающей линии, мощности трансформато­ра, требований по надежности отключения. При мощности трансфор­матора 25 МВ×А и менее, а также при кабельном вводе в трансформатор передача отключающего сигнала может не предусматриваться [1].

Схема "блок линия-трансформатор с разъединителем" применяется в тех же случаях, что и предыдущая (рисунок 2.10,б).

На схемах, приведенных на рисунке 2.10, для упрощения показан один блок, в случае двухтрансформаторных подстанций число таких блоков удваивается. Перемычка между блоками не предусматривается. Это рекомендуется использовать в условиях интенсивного загрязнения и при ограниченной площади застройки.

Схему "блок линия-трансформатор с отделителем" допустимо при­менять на напряжении 110 кВ и трансформаторах мощностью до 25 МВ×А при необходимости автоматического отключения поврежден­ного трансформатора от линии, питающей несколько подстанций (рисунок 2.11,а). Отделители на стороне ВН подстанций могут приме­няться как с короткозамыкателями, так и с передачей отключающего сигнала на выключатель головного участка магистрали.

На двухтрансформаторных подстанциях используется схема "два блока линия-трансформатор с отделителем и неавтоматической пере­мычкой со стороны линий" (рисунок 2.11,б). В нормальном режиме рабо­ты один из разъединителей в перемычке должен быть разомкнут.

В соответствии с [2] при проектировании применять схему с отделителем и короткозамыкателем не рекомендуется, а при реконструкции и техническом перевооруже­нии подстанций предусматривать замену этих аппаратов на выключатели.

Запрещается применять схему с отделителем в случае:

1) распределительных устройств, расположенных в районах холод­ного климата, а также в районах, где часто наблюдается гололед;

2) сейсмичности более 6 баллов по шкале MSK-614;

3) воздействия отделителя и короткозамыкателя, которое приводит к выпадению из синхронизма синхронных двигателей или наруше­нию технологического процесса;

4) использования подстанции на транспорте и в нефте- и газодобы­вающей промышленности;

5) применения трансформаторов, присоединенных к линиям, имею­щим ОАПВ.

 

 

а - с отделителем; б - два блока с отдели­телями и

неавтоматической перемычкой со стороны линии;

в - с выключателем; г - два бло­ка с выключателями и

неавтоматической перемычкой со стороны линии;

1, 2 - трансформа­торы тока и напряжения, установка

которых должна быть обоснована; 3 - разъединители,

которые устанавливаются при напряжениях 110, 220 кВ

и наличии собственного питания

 

Рисунок 2.11 - Схема "блок линия-трансформатор"

 

Схема "блок линия-трансформатор с выключателем" применяется на подстанциях напряжением 35-220 и 500 кВ в тех случаях, когда нельзя использовать более простые и дешевые схемы первичной коммутации подстанций (рисунок 2.11,в).

На двухтрансформаторных подстанциях на­пряжением 35-220 кВ применяется схема "блок линия-трансформа­тор с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны ли­нии" (рисунок 2.11,г). Блочные схемы просты, экономичны, но при по­вреждениях в линии или в трансформаторе автоматически отключаются линия и трансформатор.

 

13 Мостиковые схемы. Особенности  и область применения

В схеме "мостик" линии или трансформаторы на двух-, трехтранс-форматорных подстанциях соединяются между собой с помощью вы­ключателя. Данная схема применяется на стороне ВН 35-220 кВ под­станций при необходимости секционирования выключателем линий или трансформаторов мощностью до 63 MB×А включительно. На напряжени­ях 110 и 220 кВ схема мостика применяется, как правило, с ремонтной перемычкой, которая при соответствующем обосновании может не пре­дусматриваться. Ремонтная перемычка позволяет выполнять ревизию любого выключателя со стороны линий или трансформаторов при сохра­нении в работе линий и трансформаторов.

Схема "мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов" применяется в тех же случаях, что и блочные схемы с отделителями (рисунок 2.12).

 

 

1 - трансформаторы тока, установка которых должна быть

обоснована (индекс схемы - 5 по [1])

 

Рисунок 2.12 - Схема "мостик с выключателем в перемычке

и отделителями в цепях трансфор­маторов" 

 

Схема "мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемыч­кой со стороны линий" может применяться на тупиковых, ответвительных и проходных подстанциях напряжением 35-220 кВ (рисунок 2.13). На тупиковых и ответвительных подстанциях ремонтная перемычка и пере­мычка с выключателем нормально разомкнуты. При аварии на одной из линий автоматически отключается выключатель со стороны поврежден­ной линии и включается выключатель в перемычке, оба трансформато­ра остаются работающими. В случае аварии на одном из трансформато­ров отключение выключателя приводит к отключению трансформатора и питающей линии. Отключение линии при повреждении трансформа­тора является недостатком данной схемы.

На проходных подстанцияхперемычка с выключателемнормально замкнута, через нее осуществляется транзит мощности.

Схема "мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонт­ной перемычкой со стороны трансформаторов" (рисунок 2.14) применяется в тех же случаях, что и схема, приведенная на рисунке 2.13. Особенность данной схемы состоит в том, что при аварии в линии автоматически от­ключается поврежденная линия и трансформатор. При аварии на трансформаторе после автоматических переключений в работе остают­ся две линии и два источника питания. Учитывая, что аварийное от­ключение трансформаторов происходит сравнительно редко, более предпочтительна схема, приведенная на рисунке 2.13.

 

1 - трансформаторы тока, установка которых должна быть

обоснована (индекс схемы - 5Н по [1])

 

Рисунок 2.13 - Схема "мостик с выключателями в цепях

линий и ремонтной перемычкой со сто­роны линий"

1 - трансформаторы тока, установка которых должна быть

обоснована (для напряжения 35 кВ ремонтная перемычка, как правило, не предусматри­вается) (индекс схемы - 5АН по [1])

 

Рисунок 2.14 - Схема "мостик с выключателями в цепях трансформаторов

и ремонтной перемыч­кой со стороны трансформаторов"  

 

14 Схема "заход-выход". Особенности  и область применения

Схема "заход-выход" применяется на проходных подстанциях на­пряжением 110-220 кВ (рисунок 2.15). В схеме устанавливается два вы­ключателя со стороны линии, которые позволяют отключать повреж­денный участок линии. Данная схема может применяться как с ремонт­ной перемычкой, так и без нее.

 

1 - трансформаторы тока, установка которых должна

быть обоснована (индекс схемы - 6 по [1])

 

Рисунок 2.15 - Схема "заход-выход"

 

15 Схема четырехугольника. Особенности и область применения

Схема четырехугольника применяется в РУ 110-750 кВ при четырех присоединениях (две линии и два трансформатора) и необходимости секционирования транзитной линии при мощности трансформаторов от 125 MB×А и более при напряжениях 110-220 кВ и любой мощности при напряжениях 330 кВ и выше (рисунок 2.16). В схеме со стороны ли­нии установлены через развилку два выключателя, подключаемых к разным трансформаторам. Данная схема обладает более высокой на­дежностью по сравнению со схемой "мостика", так как авария в линии или в трансформаторе приводит к отключению только поврежденного элемента. Недостаток схемы - при отключении одной из линий трансформаторы получают питание по одной линии от одного источ­ника питания.

 

1 - трансформаторы тока, установка которых должна быть

обоснована (индекс схемы - 7 по [1])

 

Рисунок 2.16 - Схема четырехугольника

 

Дополнения к вопросам 12-15

Таблица 2.2 - Рекомендации по применению схем распределительных устройств без сборных шин напряжением 35 кВ и выше

 

 

16 Обзор основных типов комплектных трансформаторных подстанций  напряжением 35-220 кВ

Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) изготов­ляются на заводах и крупноблочными узлами доставляются на место монтажа. Широкое внедрение КТП позволило индустриализовать и ускорить монтаж подстанций, обеспечить максимальную безо­пасность при обслуживании, уменьшить габариты подстанций.

На подстанциях энергосистем применяются КТП наружной установки с высшим напряжением 35-220 кВ.

Со стороны 6-10 кВ применяются комплектные распределительные устройства внутренней установки (КРУ) или наружной установки (КРУН).

 

3.1.2 КТП блочного типа

ОРУ на все напряжения выполняются из унифицированных транс­портабельных блоков, состоящих из металлического несущего каркаса со смонтированными на нем высоковольтным оборудованием и эле­ментами вспомогательных цепей. КТП, состоящая из унифицированных блоков, называется блочной - КТПБ.

В состав КТПБ входят:

1) силовые трансформаторы;

2) линейные регулировочные трансформаторы;

3) ОРУ на 220, 110, 35(20) кВ;

4) КРУН (КРУ) на 10(6) кВ;

5) жесткая и гибкая ошиновки;

6) кабельные конструкции;

7) общеподстанционное устройство (ОПУ);

8) осветительные устройства;

9) фундамент;

10) грозозащита и заземление;

11) ограда.

В общеподстанционном устройстве устанавливаются релей­ные шкафы, в которых располагается вся аппаратура вспомогательных цепей, защиты, управления и сигнализации.

Цепи собственных нужд, вспомогательные цепи, цепи освещения и обогрева прокладываются внутри РУ 10(6) кВ и ОПУ в швеллерах и металлорукавах, наружные цепи - в металлических лотках.

3.1.3 КТП модульного типа

Комплектные трансформаторные подстанции модульного типа (КТПМ) напряжением 35/10(6) и 10(6)/0,4 кВ производит совместное российско-польское предприятие "КРУЭЛТА", учредителями которого являются российская компания "Таврида Электрик" и польская компа­ния "Электробудова". КТПМ применяются в качестве сетевых и потре­бительских подстанций на нефтегазопромыслах, рудниках, карьерах и других объектах, когда необходимо максимально сократить сроки мон­тажа подстанции, а также обеспечить возможность ее демонтажа и пе­ремещения на новое место. Комплектные трансформаторные подстан­ции модульного типа (КТПМ) предназначены для использования в ка­честве переносных или стационарных.

Особенностями данных КТПМ являются возможность быстрого монтажа и продолжительная безаварийная эксплуатация в тяжелых климатических условиях в необслуживаемом режиме. Подстанции ос­нащаются аппаратурой по требованиям заказчика.

КТПМ может служить в качестве ГПП или исполнять функции вре­менного переносного дополнения к существующим мощным подстан­циям при их ремонте или подключении к ним дополнительных отходя­щих линий.

Структура условного обозначения КТПМ:

КТПМ Х/Х- X* Х/Х ХХ/ХХХ УХЛ1,

где КТП - комплектная трансформаторная подстанция наружной уста­новки;

М - модульное исполнение;

Х/Х - высшее/низшее номинальные напряжения, кВ;

X* - исполнение (2 - с двумя трансформаторами, 1 или отсутствие цифры - с одним трансформатором);

Х/Х - мощность трансформатора, кВ×А/обозначение типа транс­форматора (С - сухой; М - масляный с ПБВ; МР - масляный с РПН);

ХХ/ХХХ - обозначение схемы главных цепей по стороне высшего напряжения/число и тип отходящих линий на стороне низшего напря­жения (К - кабельные, В - воздушные);

УХЛ1 - вид климатического исполнения по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89.

Обозначение условий эксплуатации по ГОСТ 15150:

Климатические условия:

У  – для температур от +40 ⁰С до -45 ⁰С

ХЛ   – для температур от +40 ⁰С до -60 ⁰С

УХЛ – для температур от +40 ⁰С до -60 ⁰С

Т  – для температур от +50 ⁰С до -10 ⁰С

Условия размещения:

1 – на открытом воздухе

2 – под навесом

3 – в закрытых помещениях

Конструкция. РУВН и РУНН подстанции выполняются комплект­ными, выкатного исполнения и размещаются в металлических контей­нерах с отдельными входами. Каждый контейнер с размещенным в нем оборудованием является одним модулем подстанции. Это может быть конструкция из неподвижно закрепленных панелей или конструкция с возможностью быстрого демонтажа отдельных боковых панелей.

В КТПМ могут устанавливаться как сухие в эпоксидной изоляции, так и мас­ляные трансформаторы напряжением до 35 кВ мощностью до 10000 кВ×А. КТПМ напря­жением 35 кВ выпускаются в климатическом исполнении УХЛ1.

КТПМ имеет следующие функциональные блоки:

- РУ 35 кВ, состоящего из одного модуля для однотрансформаторных подстанций; одного или двух модулей для двухтрансформаторных подстанций;

- трансформаторного блока, состоящего из одного или двух модулей;

- РУ 10(6) кВ, состоящего из одного или двух модулей, соединяемых между собой на месте установки.

КТПМ оснащается системами основного и аварийного освещения, обогрева, вентиляции, устройствами микропроцессорной РЗиА и под­готовлена к работе в системах телемеханики, телесигнализации, телеиз­мерений и телеуправления.

На стороне 35 кВ подстанции предусматриваются следующие схемы:

- Т1 и Т2 - тупиковая подстанция с вводом питания по воздушной линии с разъединителем (модули Т1.1 и Т1..2) и с вводом питания по воздушной линии с вакуумным выключателем (модули Т2.1 и Т2.2);

- П1 и П2 - проходная подстанция с вводом питания по воздуш­ной линии с разъединителем (модули К. 1.1 и К1.2) и с вводом пи­тания по воздушной линии с вакуумным выключателем (модули К2.1 и К2.2).

Схемы Т1, Т2 по сути представляют собой схему мостика с выклю­чателями в цепях трансформаторов или в цепях линий без ремонтной перемычки, с подключением трансформатора собственных нужд на стороне 35 кВ. Схемы П1 и П2 в типовых проектах не применяются.

 

17 Комплектные трансформаторные подстанции блочного типа напряжением 35-220 кВ производства Самарского завода "Электрощит "

Самарский завод "Электрощит" выпускает комплектные трансформаторные подстанции из блоков заводского изготовле­ния КТПБ(М) (М - модернизированная).

КТПБ(М) монтируется из укрупненных блоков: линии, ввода, шинных аппаратов, разъединителей, выключателей, опорных выключателей, жесткой ошиновки. КРУ 10 кВ по­ставляется блоками по 6 ячеек (серий К-59, К-61, К-59УЗ, К-63). Грозозащита выполняется стержневыми молниеотводами, уста­новленными на концевых опорах и, при необходимости, на от­дельно стоящих опорах. Заземление контурное. На КТПБ(М) могут устанавливаться заземляющие дугогасящие реакторы и линейные регулировочные трансформаторы.

На КТПБ(М) устанавливаются двухобмоточные и трехобмоточные трансформаторы.

(схема мостика с выключателями - рисунок 3.4) на сторо­не 35 кВ. На стороне 10 кВ применена схема с одной секциониро­ванной системой шин.

При выполнении схемы электрических соединений главных цепей КТПБ(М) следует применять чертежи схем электрических соединений отдельных элементов КТПБ(М). Соединяя схемы элементов, получают схему электрических соединений подстанции в целом.

 

 

Рисунок 3.4 - Схема 35-5АН. Мостик с выключателями

в цепях трансформаторов

 

Открытые распределительные устройства 220, 110, 35(20) кВ выполняются из унифицированных транспортабельных блоков заводского изготовления, состоящих из металлического несущего каркаса со смонтированным на нем высоковольтным оборудованием и элементами вспомогательных цепей.

Условное обозначение блоков 10, 35, 110 и 220 кВ расшифровывается следующим образом:

 

*- указывается только для тех блоков, в которых они имеются, а именно:

К - наличие клеммного шкафа;

П - повышенный блок;

630, 1000, 2000, 3200 - номинальный ток, А;

400, 500, 600, 1000, 1250, 2000 - допустимое усилие на изгиб опорного изолятора, установленного на блок, кг;

A(I), Б(II*) - категория изоляции по ГОСТ 9920-75.

В [2] блоки условно (только на чертеже) объединены в модули для удобства компоновки подстанции и заказа оборудования (рисунки 3.5, 3.6). Для присоединения ВЛ 220, 110, 35 кВ в КТПБ(М) применен беспортальный прием линий [2], который значительно упрощает конструкцию узла приема ВЛ, сокращает расход изоляторов и материалов, стоимость сооружения и эксплуатации, позволяя при этом в ряде случаев выбирать более простые и легкие конструкции опор ВЛ, по сравнению с портальным вариантом. Портальный вариант приема ВЛ применяется только на ОРУ 110 и 220 кВ, выполненных по развитым схемам со сборными шинами.

18 Комплектные распределительные устройства напряжением 6-10 кВ. Общие сведения

Комплектные распределительные устройства (КРУ) предназначены для работы в распределительных устройствах сетей трехфазного пере­менного тока с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью.

КРУ набираются из отдельных камер, в которые встроены электротехническое оборудование, устройства релейной за­щиты и автоматики, измерительные приборы.

Камеры опреде­ленной серии, независимо от схемы электрических соединений главной цепи, имеют аналогичную конструкцию основных узлов и, как правило, одинаковые габаритные размеры.

В зависимости от конструктивного исполнения все КРУ можно разбить на следующие группы:

- стационарного исполнения;

- выкатного исполнения;

- моноблоки, заполненные элегазом.

В комплектных распределительных устройствах стационарного ис­полнения коммутационные аппараты, трансформаторы напряжения, трансформаторы собственных нужд небольшой мощности устанавлива­ются в камерах неподвижно.

В комплектных распределительных устройствах выкатного исполне­ния вышеперечисленное оборудование устанавливается на выкатных те­лежках.

Моноблок представляет собой компактное распределительное уст­ройство на три-пять присоединений, заполненное элегазом (выпуска­ются моноблоки с возможностью расширения), предназначенное для небольших распределительных пунктов и РУВН трансформаторных подстанций 6-20 кВ. В России первый элегазовый моноблок "Ладога" выпускается с 2004 г. предпри­ятием ПО "Элтехника".

Комплектные распределительные устройства выпускаются для внутренней и наружной ус­тановки.

К малогабаритным комплектным распределительным устройствам выкатного и ста­ционарного исполнения относятся камеры КСО-202 (ЧЭАЗ), камеры КРУ/TEL ("Таврида Электрик"), камеры К-66, КСО-ЗУЩ (ОАО "Самарский завод "Электрощит"), камеры КСО "Аврора" (ПО "Элтехника").

Для каждой серии комплектных распределительных устройств заво­дом-изготовителем предлагается сетка схем первичных соединений камер (схемы электрических соединений главных цепей).

Для комплектных распределительных устройств принципиально новой модульной конст­рукции серии КРУ/TEL схемы первичных соединений приводятся не для камеры, а для модуля, а предприятие-изготовитель предлагает ва­рианты схем типовых камер, составленных из отдельных модулей.

Схемы первичных соединений камер подразделяются на следующие виды:

- с высоковольтным выключателем (вводы, отходящие линии, сек­ционирование);

- с выключателем нагрузки или с выключателем нагруз­ки и предохранителем (вводы, отходящие линии, секционирование);

- с разъединителями (секционирование);

- с измерительным трансформато­ром напряжения.

В комплектных распределительных устройствах должна предусматриваться защита от дуговых коротких замыканий. Су­ществует два наиболее распространенных типа дуговой защиты, кото­рыми оснащаются производимые в России КРУ: фототиристорная и клапанная.

Принцип действия фототиристорной дуговой защиты основан на контроле светового потока, появляющегося в момент возникновения дуги, с помощью фо­тотиристоров. Фототиристорная дуговая защита обладает хорошей чув­ствительностью и быстродействием, позволяет локализовать поврежде­ние в начальный момент возникновения дуги, но имеет существенный недостаток - низкую надежность фототиристоров. Применение волокон­но-оптических кабелей в качестве датчиков обнаружения электриче­ской дуги позволило повысить надежность дуговой защиты и улуч­шить ее характеристики. Современной оптоволоконной защитой оснащены камеры КСО "Аврора".

Клапанная защита реагирует на увеличение давления внутри объема ячейки, возникающего при горении дуги, что приводит к срабатыва­нию выхлопного клапана. Недостаток клапанной защиты - низкая чувствительность.

Камеры всех серий снабжены блокировками, исключающими оши­бочные действия персонала с коммутационными ап­паратами.

19 Комплектные распределительные устройства стационарного исполнения напряжением 6-10 кВ (на примере КСО-2001 МЭЩ)

Комплектные распределительные устройства стационарногоиспол­нения применяются на подстанциях с простыми схемами первичных соединений при небольшом числе присоединений.

Достоинства (по сравнению с КРУ выкатного исполнения):

- простота конструкции;

- меньшая глубина шкафа;

- низкие стои­мость и металлоемкость.

Недостатки:

1) открытая незащищенная конструкция камер (сборные шины про­ложены открыто);

2) при выходе из строя коммутационного аппарата присоединение отключается на время, необходимое для его ремонта;

3) стационарно установленные выключатели неудобны в техниче­ском обслуживании, существенно увеличивается время, необхо­димое на контроль и ремонт основного электрооборудования камер;

Выпускаются следующие комплектные распределительные устройства стационарного исполнения внутренней установки:

- КСО серии 300 с выключателями нагрузки: КСО-366; КСО-366М;
КСО-386; КСО-392; КСО-399, КСО-301; КСО-302; КСО-ЗСЭЩ;

- КСО серии 200 с высоковольтными выключателями: КСО-285, КСО-292; КСО2-10, КСО-298, КСО-2000, КСО-2001, КСО-2СЭЩ, КСО-202, КСО-6(10)-Э1 "Аврора";

- камеры серии КРУ/TEL.

В большинстве выпускаемых в нашей стране камер стационарного исполнения применяются коммутационные аппараты традиционного конструктивного исполнения и аналогичные конструкции ячеек, в ко­торых сборные шины располагаются открыто в верхней части камеры. Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала в КСО се­рии 300 предусматриваются инвентарные перегородки, которые ис­пользуются для ограждения пространства сборных шин на время про­изводства работ в камере, в КСО серии 200 камера разделяется на отсе­ки: сборных шин, выключателя, линейного (кабельного), релейной защиты, сигнализации и управления.

 

Обозначение камер стационарного исполнения:

 

В качестве примера камер стационарного исполнения с высоковольтными выключателями рассмотрим камеры серии КСО-2001 МЭЩ.

В зависимости от схемы главных цепей в камерах КСО-2001 МЭЩ устанавливаются следующие устройства:

- выключатели BB/TEL, ВБЭМ ЭВОЛИС («Шнейдер Электрик»), LF1;

- выключатели нагрузки ВНП;

- вакуумные контакторы КВТ-10;

- разъединители РВ, РВЗ, РВФ, РВФЗ с приводом ПР-10;

- трансформаторы тока ТОЛ-10, ТПОЛ-10;

- трансформаторы тока нулевой последовательности ТЗЛМ, ТДЗЛК- 0,66;

- трансформаторы напряжения НОМ, НАМИ, ЗНОЛ;

- предохранители ПКТ, ПКН, ПКЭ;

- ограничители перенапряжений ОПН-10, ОПН-6;

- разрядники РВРД-6У1, РВРД-10У1, РВО-6, РВО-10;

- трансформаторы собственных нужд ТСКС-40, ТМ-25, ОЛС.

 

20 Комплектные распределительные устройства стационарного исполнения напряжением 6-10 кВ (на примере КСО- 6(10)-Э1 "Аврора")

Предприятие"ПО Элтехника" выпускает камеры КСО-6(10)-Э1 "Аврора". В камерах КСО-6(10)-Э1 используются современные коммутационные аппараты последнего поколения технологически выдвижного исполнения, что по­зволило значительно сократить габаритные размеры и массу камер и по­лучить существенную экономию путем уменьшения размеров РУ, повы­сить надежность, эксплуатационную безопасность и срок службы камер.

 

 

Условное обозначение ячейки КСО-6(10)-Э1 "Аврора"

 

КСО "Аврора" - серия модульных ячеек в металлических корпусах с воздушной изоляцией, со стационарными силовыми выключателями, трансформаторами напряжения и тока, воздушными разъединителями и выключателями нагрузки.

Преимущества КСО "Аврора":

1) высокая надежность, удобство и безопасность технического об­служивания камер;

2) высокий ресурс применяемых коммутационных аппаратов;

3) изолированные в отдельном отсеке медные сборные шины;

4) модульная конструкция и выдвижное исполнение отдельных мо­дулей в камере;

5) наличие механической и световой мнемосхемы с индикацией по­ложения аппаратов;

6) более высокий срок службы (30 лет), небольшие габаритные раз­меры и масса.

Камеры снабжаются микропроцессорными блоками релейной за­щиты. Для защиты от дуговых КЗ на задней стенке камеры устанавливаются разгрузочные клапаны. Камеры могут быть оснащены современной оптоволоконной дуговой защитой, которая обеспечивает селективную сигнализацию по­врежденной ячейки с точностью до отсека и отключения вводного и секционного выключателя с запретом на АПВ и АВР. В камерах преду­смотрена возможность индикации напряжения 10(6) кВ.

Камера представляет со­бой металлоконструкцию, разделенную на три отсека:

1) отсек сборных шин с медными шинами;

2) отсек релейной защиты и вторичной коммутации с микропроцес­сорным блоком релейной защиты, приборами контроля и учета электроэнегии;

3) отсек аппаратов и присоединений кабелей с коммутационными аппаратами, ограничителями перенапряжений, трансформатора­ми напряжения.

 

21 Комплектные распределительные устройства выкатного     исполнения внутренней установки напряжением 6-10 кВ (на примере КРУ К-63 СЭЩ)

Комплектные распределительные устройства серии К-63 выпускаются Самарским заводом "Электрощит" и предназначены для работы внутри помещения (климатиче­ское исполнение УЗ и ТЗ, тип окружающей среды - II по ГОСТ 15150. Отдельно стоящий шкаф с трансформатором собственных нужд пред­назначен для работы на открытом воздухе и выпускается климатиче­ского исполнения УХЛ1).

Камеры К-63 унифицированы и независимо от схем электрических соединений главной цепи имеют аналогичную конструкцию основных узлов и одинаковые габаритные размеры. Исключение составляют ка­меры кабельного ввода (вывода) с вводом кабеля в высоковольтный отсек снизу и сверху камеры, глубина этих камер на 200 мм больше по сравнению с другими камерами. В камере предусмотрены: отсек сбор­ных шин (расположен в нижней части камеры), отсек выкатного эле­мента, линейный отсек. В верхней части камер устанавливаются релей­ные шкафы со встроенной аппаратурой РЗиА, аппаратурой управле­ния, измерения и сигнализации, клеммниками и цепями вторичных соединений.

Конструкция камеры позволяет подключать не более четырех высо­ковольтных кабелей сечением 3 х 240 мм² на ток до 1000 А. Присоеди­нения (вводы, выводы) могут быть как кабельными, так и шинными.

В состав КРУ в зависимости от заказа могут входить:

- шинные вводы в ближний и дальний ряды распределительного устройства с прямой и обратной фазировкой для подключения воздушных вводов и отходящих линий, а также силового транс­форматора внутри РУ;

- шинные мосты между двумя рядами камер, расположенных в од­ном помещении;

- кабельные блоки для кабельного ввода (вывода) с подсоединени­ем вверху камеры и вне камеры;

- переходные шкафы для стыковки с КРУ других серий.

В камерах К-63 предусмотрена быстродействующая дуговая защита, выполненная на фототиристорах, установленных в высоковольтных от­секах камер: отсеке ввода (вывода), выкатного элемента, сборных шин. Схемы от дуговых замыканий выполнены с блокировкой: по току; по напряжению; по току и напряжению, что исключает ложную работу за­щиты. Кроме того, отсеки камер оборудованы клапанами избыточного давления, контроль положения которых осуществляется путевыми ко­нечными выключателями, подключенными к соответствующим цепям схем дуговой защиты.

22 Комплектные распределительные устройства выкатного исполнения наружной установки напряжением 6-10 кВ (на примере КРУН К-59 СЭЩ)

Комплектные распределительные устройства наружной установки К-59 Самарского завода «Электрощит» выпускаются в климатическом исполнении и категории размещения У1 и ХЛ1.

В камерах могут устанавливаться:

- датчик трансформаторный ТДЗЛК-0,66 УЗ;

- датчик тока нулевой последовательности ТДЗЛВ-10 (первичный ток однофазного замыкания - не более 30 А);

- устройство для определения поврежденного присоединения при однофазных замыканиях на землю УСЗ-ЗС;

- разрядник вентильный РВО-6(10) У1;

- разрядник вентильный с магнитным гашением РВРД-6(10) У1;

- ограничители перенапряжений: ОПНп-6/17,3 УЗ; ОПНп-10/29
УЗ; ОПН-КС/ТЕL-6/6,0 УХЛ2; ОПН-KC/TEL-10/10,5 УХЛ2;

- конденсаторы для ограничения перенапряжений с чистопленоч-ным покрытием мощностью 30 и 37,5 квар;

- предохранители для трансформаторов напряжения ПКН-001-10 УЗ;

- предохранители для трансформаторов собственных нужд ПКТ 101-6-2...20-40 УЗ; ПКТ 101-10-2...20-31,5 УЗ.

Схемы первичных соединений камер приведены в таблице 4.6 (пол­ная сетка схем первичных соединений приводится в информации заво­да-изготовителя).

При компоновке камер необходимо учитывать следующее:

1) в пределах блока из четырех-шести камер камера с воздушным вводом от силового трансформатора должна быть крайней;

2) камера воздушной линии не должна располагаться рядом с каме­рой воздушного ввода от силового трансформатора;

3) камеры воздушных линий не рекомендуется устанавливать рядом друг с другом;

4) камера трансформатора напряжения с заземляющим разъедините­лем сборных шин не должна быть крайней в ряду;

23 Выбор комплектного распределительного устройства

Выбору подлежат:

1) номинальное напряжение камер;

2) номинальный ток сборных шин РУ;

3) место установки (внутри помещения, на открытом воздухе);

4) исполнение и серия камер (выбираются в зависимости от значе­ний номинального тока на шинах РП и присоединениях, от числа присоединений и сложности схемы первичных соединений ка­мер, места установки);

5) расположение камер (однорядное, двухрядное);

6) условия технического обслуживания камер (одностороннее или двухстороннее);

7) принципиальная схема, схема заполнения;

8) план расположения камер с указанием основных размеров;

9) типы и параметры основного оборудования камер.

 

В РУ обязательно предусматриваются следующие присоединения:

1) ввод;

2) отходящие линии;

3) секционирование в РУ с секционированной системой шин;

4) трансформатор напряжения (не менее одного на секцию шин);

5) заземляющий нож сборных шин (один на секцию шин).

 

При необходимости предусматриваются:

1) трансформатор собственных нужд;

2) разрядники или ограничители перенапряжений, конденсаторы
для снижения перенапряжений;

3) шинные мосты между двумя рядами шин (при двухрядном расположении камер);

4) кабельные блоки для ввода силовых кабелей;

5) кабельные лотки для подводки к ряду КРУ контрольных кабелей.

 

В некоторых сериях КРУ (например, КСО "Аврора") предусматривают­ся камеры с конденсаторными батареями, предназначенными для ком­пенсации реактивной мощности. Их установка обосновывается расче­тами по компенсации реактивной мощности.

24 Варианты выполнения различных присоединений распределительного устройства напряжением 6-10 кВ

Ввод выполняется шинным или кабельным, с помощью одной ка­меры или блока камер (рисунок 4.17, 4.18). В блок камер могут входить камеры с трансформатором напряжения, трансформатором собствен­ных нужд. Выключатели ввода рекомендуется подключать ближе к цен­тру сборных шин с целью более равномерного распределения электри­ческой энергии.

Отходящие линии также могут выполняться с кабельным или шин­ным выводом в виде одной камеры или блока камер. При необходи­мости применения автоматического повторного включения или авто­матического включения резерва на наиболее ответственных линиях после выключателя может быть установлен трансформатор напряже­ния (рисунок 4.19).

 

 

 

                    а                                                            б                                                         

KB - кабельный ввод; ШВ - шинный ввод

 

Рисунок 4.17 - Варианты выполнения кабельного (а)

и шинного (б) ввода с камерами КСО-285

 

 

            а                                                          б                                                         

*) Ячейки 01 и 50 включаются параллельно с помощью

шинопроводов внутри ЗРУ. Номинальный ток ячеек 2600 А.

 

KB - кабельный ввод; ШВ - шинный ввод; ГВ - глухой ввод

 

Рисунок 4.18 - Варианты выполнения кабельного (а)

и шинного (б) ввода с камерами К-63

 

 

            а                                                          б                                                             

 

а - КСО-285; б - К-63; КС - кабельная сборка

 

Рисунок 4.19 - Варианты выполнения отходящих линий с камерами

 

Секционирование осуществляет связь между секциями сборных шин и может быть выполнено по следующим схемам:

1) два шинных разъединителя (в камерах КСО серий 300 и 200; рисунок 4.20, а, д, е);

2) два шинных разъединителя и выключатель нагрузки (КСО-366М; рисунок 4.20, б);

3) два шинных разъединителя и высоковольтный выключатель (КСО серии 200, КРУ/TEL и др.; рисунок 4.20, в);

4) разъемные контакты и высоковольтный выключатель (камеры выкатного исполнения; рисунок 4.20, г).

Секционирование выполняется в виде одной камеры (схемы только с разъединителями) или двух камер: камеры с выключателем (выключа­телем нагрузки) и камеры с разъединителем (разъемными контактами).

При однорядном расположении распределительного устройства сек­ционное присоединение располагается между секциями в середине РУ.

При двухрядном расположении распределительного устройства:

а) для схемы с разъединителями возможна установка разъедините­
лей в камере (рисунок 4.20, д) или на шинном мосту (рисунок 4.20, е);

б) для схемы с выключателем и разъединителями (разъемными кон­
тактами) возможны три варианта реализации схемы:

1) присоединения первой секции шин располагаются в одном ряду, второй - в другом параллельном ряду, секционные камеры с боковыми выводами шин располагаются рядом с краю первой (второй) секции РУ, при этом соединение со второй (первой) сек­цией шин осуществляется шинным мостом (рисунок 4.20, ж). Число камер по рядам получается неравным, что приводит к увеличе­нию площади помещения РУ;

2) присоединения и первой и второй секций шин располагаются в параллельно устанавливаемых рядах, секционные камеры распола­гаются в середине первого или второго ряда. Для реализации схе­мы требуется два шинных моста: первый соединяет камеры первой секции шин в разных рядах, второй - камеры второй секции шин (рисунок 4.20, з). Расположение камер по рядам равномерное;

3) Присоединения первой секции шин располагаются в одном ряду, второй - в другом ряду РУ, секционные камеры с выводом шин вверх располагаются напротив друг друга в разных рядах и соединяются шинным мостом (рисунок 4.20, к). Расположение камер по рядам равномерное.

Примеры выполнения секционного присоединения с камерами се­рий КСО-285 и К-63 приведены на рисунке 4.21.

Трансформаторы собственных нужд подключаются до выключателей ввода, если они служат для питания оперативных цепей, в остальных случаях они могут подключаться к сборным шинам. Трансформаторы мощностью до 40 кВ×А устанавливаются в камерах КРУ, с мощностью трансформатора от 40 до 250 кВ×А они устанавливаются в отдельно стоящих шкафах. На рисунке 4.22, а показаны варианты подключения ТСН в отдельно стоящем шкафу к сборным шинам - рисунок 4.22, а, до выключателей ввода - рисунок 4.22, б.

 

а, д, е - с разъединителями; 6 - с разъединителями и выключа­телем

нагрузки; в, ж, з - с разъединителями и высоковольтным выключателем;

г - с высоко­вольтным выключателем выкатного исполнения; и - камеры

с боковым выводом шин уста­новлены в одном ряду; к - камеры с выводом

шин вверх установлены в параллельно устанав­ливаемых рядах;

1 - шинный мост; I сш, II сш - первая, вторая секции шин соответственно

 

Рисунок 4.20 - Вариант секционирования сборных шин при

однорядном (а-г) и двухрядном (д-и) расположении камер

 

а

 

б

 

 

*) Камеры 02 и 50 расположены в отдельных параллельно

устанавливаемых рядах и соединены шинным мостом

 

Рисунок 4.21 - Примеры выполнения секционного

присоединения: а - с камерами КСО-285; б - с камерами К-63

 

Рисунок 4.22 - Варианты подключения трансформаторов

собственных нужд в РУ с камерами К-63

 

Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждой секции шин, при этом они должны обеспечивать централизованный контроль изоляции в сети 6-10 кВ. Схемы первичных соединений камер КРУ различных серий предусматривают возможность подключения транс­форматоров напряжения до выключателей ввода и выключателей отхо­дящих линий, если это требуется по условиям релейной защиты и авто­матики. Примеры подключения трансформаторов напряжения приве­дены на рисунке 4.23.

В схеме РУ могут предусмат­риваться камеры с конденсаторами, разрядниками или ограничителями перенапряжений, камеры собственных нужд и др.

 

Принципиальная схема и схема заполнения распределительного уст­ройства. На принципиальной схеме распределительного устройства по­казываются все присоединения, предусмотренные схемой, без учета действительного расположения сборных шин и присоединений. Эле­менты на схеме располагаются таким образом, чтобы обеспечить боль­шую наглядность и удобство при чтении схемы.

Схема заполнения РУ является разновидностью принципиальной схемы, в которой учитывается действительное расположение сбор­ных шин и присоединений. Схема заполнения обязательно выпол­няется при проектировании распределительного устройства и, как правило, оформляется в виде таблицы, в которой дается полная ин­формация о типах и параметрах применяемого электрооборудования. Схема служит основой для выполнения планов распределительного устройства.

 

а - с камерами КСО-285; б - с камерами К-63; ШВ - шинный ввод;

ЗР - заземляющий разъединитель; РАЗ - разрядник

 

Рисунок 4.23 - Варианты подключения трансформаторов

напряжения в РУ

 

На схеме заполнения для каждой камеры РУ указываются:

1) номер схемы исполнения главных цепей,

2) номер камеры в РУ;

3) назначение камеры;

4) номинальный ток камеры;

5) типы и параметры установленного электрооборудования: разъедини­телей, высоковольтных выключателей, трансформаторов тока;

6) марка, сечение и число подходящих кабелей;

7) число трансформаторов тока нулевой последовательности;

8) номер схемы вспомогательных цепей;

9) ток реле максимальной защиты, токовой отсечки;

10) учет электрической энергии.

Установка камер. При использовании камер с односторонним обслуживанием камеры устанавливаются к стене РУ таким образом, чтобы был предотвращен доступ к задней стороне камер. Расстояние до стены должно быть в пределах 100 + 50 мм. При использовании камер с двухсторонним об­служиванием расстояние между задней стороной камер и стеной поме­щения 700-1000 мм.

Для камер стационарного исполнения серий 300 и 200 с от­крытым расположением сборных шин на крайних в ряду камерах, если они не устанавливаются вплотную боком к стене, должна быть предусмот­рена установка боковых экранов для ограждения сборных шин с торца. Необходимо при размещении камер выдерживать следующие расстояния:

1) расстояние от фасада камеры до стены (ширина коридора техни­ческого обслуживания) при однорядном расположении камер: стационарного исполнения - не менее 1000 мм; выкатного исполнения - длина тележки плюс не менее 0,6 м;

2) расстояние между фасадами камер при двухрядном расположении камер: стационарного исполнения - не менее 1200 мм; выкатно­го исполнения - длина тележки плюс не менее 0,6 м;

3) расстояние между фасадами камер при двухрядном расположении камер и длине коридора технического обслуживания до 7000 мм - не менее 1800 мм.

Высота помещения должна быть не менее высоты КРУ, считая от выступающих частей (шинных мостов, шинных вводов и др.) плюс 0,8 м до потолка и 0,3 м - до балок.

25 Системы охлаждения силовых трансформаторов

Естественное воздушное охлаждение трансформа­торов осуществляется путем естественной конвекции воздуха и частично - лучеиспускания в воздухе. Такие трансформаторы по­лучили название сухих. Условно принято обозначать естествен­ное воздушное охлаждение при открытом исполнении С, при за­щищенном исполнении СЗ, при герметизированном исполнении СГ, с принудительной циркуляцией воздуха СД.

Естественное масляное охлаждение (М) выпол­няется для трансформаторов мощностью до 16000 кВ×А включи­тельно (рисунок 5.1,а). Теплота, выделенная в обмотках и магнитопроводе 2 (выемная часть), передается окру­жающему маслу, которое, циркулируя по баку 1 и радиаторным трубам 3 (охлаждающая поверхность), передает его окружающему воздуху.

Масляное охлаждение с дутьем и естествен­ной циркуляцией масла (Д) применяется для трансформаторов мощностью свыше 16000 кВ×А. В этом случае в навесных охладителях из радиаторных труб 5 помещаются вентиляторы 8 (рисунок 5.1,б). Вен­тилятор засасывает воздух снизу и обдувает нагретую верхнюю часть труб. Пуск и останов вентиляторов могут осуществляться ав­томатически в зависимости от нагрузки и температуры нагрева масла.

Масляное охлаждение с дутьем и принуди­тельной циркуляцией масла через воздушные ох­ладители (ДЦ) применяется для трансформаторов мощностью 63000 кВ×А и более.

Охладители 7 состоят из системы тонких ребристых трубок, обдуваемых снаружи вентилятором 8. Электронасосы 6, встроен­ные в маслопроводы, создают непрерывную принудительную цир­куляцию масла через охладители (рисунок 5.1,в).Благодаря большой скорости циркуляции масла, развитой по­верхности охлаждения и интенсивному дутью охладители облада­ют большой теплоотдачей и компактностью. Переход к такой си­стеме охлаждения позволяет значительно уменьшить габариты трансформаторов.

Охладители могут устанавливаться вместе с трансформатором на одном фундаменте или на отдельных фундаментах рядом с ба­ком трансформатора.

В трансформаторах с направленным потоком масла (НДЦ) интенсивность охлаждения повышается, что позволяет увеличить допустимые температуры обмоток.

Масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла (Ц) принципиально устроено так же, как система ДЦ, но в отличие от последнего охладители состоят из тру­бок, по которым циркулирует вода, а между трубками движется масло.

Масляно-водяное охлаждение с направленным потоком масла (НЦ) применяется для трансформаторов мощ­ностью 630 MB×А и более.

На трансформаторах с системами охлаждения ДЦ и Ц устрой­ства принудительной циркуляции масла должны автоматически включаться одновременно с включением трансформатора и рабо­тать непрерывно независимо от нагрузки трансформаторов. В то же время число включаемых в работу охладителей определяется нагрузкой трансформатора. Такие трансформаторы должны иметь сигнализацию о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или об останове вентилятора.

26 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанции

5.3.1 Выбор числа трансформаторов КТПБ

Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанции (ПС), принимается, как правило, два. Установка более двух трансформаторов принимается на основе технико-экономических расчетов, а также в тех случаях, когда на ПС требуется два средних напряжения.

В первый период эксплуатации (пусковой комплекс) допускается установка одного трансформатора.

Допускается применение однотрансформаторных ПС при обеспечении требуемой надежности электроснабжения потребителей.

По надежности электроснабжения потребители делятся на следующие категории [7]:

Электроприемники первой категории- электроприемни­ки, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологичес­кого процесса, нарушение функционирования особо важных эле­ментов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Из состава электроприемников первой категории выделяется осо­бая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с це­лью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.

Электроприемники второй категории- электроприем­ники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятель­ности значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприемники третьей категории- все остальные электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй кате­горий.

Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Для электроснабжения особой группы электроприемников первой категории должно предусматриваться дополнительное питание от тре­тьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

В качестве третьего независимого источника питания для особой группы электроприемников и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников первой категории могут быть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), предназначенные для этих целей агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи.

Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить непрерывность технологического процесса или если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование, например путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, специальных устройств безаварийного останова технологического процесса, действующих при нарушении электроснабжения.

Электроснабжение электроприемников первой категории с особо сложным непрерывным технологическим процессом, требующим длительного времени на восстановление нормального режима, при наличии технико-экономических обоснований рекомендуется осуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, к которым предъявляются дополнительные требования, определяемые особенностями технологического процесса.

Электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.

Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Для электроприемников третьей категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

На ПС устанавливаются, как правило, трехфазные трансформаторы.

На стороне 6 и 10 кВ предусматривается, как правило, раздельная работа трансформаторов [5].

 

5.3.2 Выбор мощности трансформаторов КТПБ

 

Выбор номинальной мощности трансформаторов КТПБ (ГПП) в зависимости от исходных данных может осуществляться по полной расчетной мощности или по графику нагрузок.

Номинальная мощность трансформатора - мощность, на которую он может быть нагружен непрерывно в течение всего своего срока службы (примерно 20 лет) при нормальных температурных условиях охлаждающей среды.

 

5.3.2.1 Выбор номинальной мощности трансформаторов ГПП по полной расчетной мощности

 

Расчетная мощность по допустимому нагреву (расчетная нагрузка) - вероятностная максимальная нагрузка за 30 мин.

Полная расчетная мощность S_PS определяется по формуле

 

                                          (5.1)

где Р_PS - расчетная активная мощность предприятия;

Q_Э1 - оптимальная реактивная мощность, передаваемая из энергосистемы в

            сеть предприятия в период максимальных нагрузок энергосистемы.

 

Если на ГПП устанавливаются два трансформатора, то номинальная мощность S_HOM,T каждого из них определяется по условию

 

S_HOM,T ≥ S_PS/(2×0,7).                                         (5.2)

 

В аварийных условиях оставшийся в работе трансформатор должен быть проверен на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения потребителей III категории надежности.

 

1,4 S_HOM,T ≥ S_PS.                                                    (5.3)

 

5.3.2.2 Выбор номинальной мощности трансформаторов ГПП по  графику нагрузок  

 

Если в качестве исходных данных для выбора номинальной мощности силового трансформатора задан график нагрузки, то его необходимо предварительно преобразовать в эквивалентный двухступенчатый в соответствии с рисунком 5.2 [9].

На рисунке 5.2 К1 и К2 - ступени нагрузки, причем К2 - максимум нагрузки. Продолжительность максимума нагрузки - t часов .

Исходный, или реальный, график нагрузки трансформатора, подлежащий преобразованию, может быть представлен в виде непрерывной регистрации тока нагрузки или периодическими, но достаточно частыми фиксированными по времени измерениями значений тока нагрузки за суточный интервал времени. При этом суточный интервал подразумевает продолжительность графика 24 ч независимо от времени начала отсчета, которое следует выбирать по характеру суточного изменения нагрузки таким образом, чтобы нагрузка в начале и в конце 24-часового интервала была бы по возможности одинаковой, что удовлетворяет условию повторяемости такого суточного графика.

 

 

Рисунок 5.2 - Эквивалентный двухступенчатый график нагрузки

 

Преобразование исходного графика нагрузки трансформатора в суточный, эквивалентный по потерям, двухступенчатый прямоугольный график с представлением нагрузки в долях номинального тока обмотки следует выполнять в соответствии с рисунком 5.3 в следующей последовательности.

1) на исходном графике нагрузки трансформатора провести линию номинального тока Iн, она же линия относительной номинальной нагрузки К = 1;

2) в точках А и Б пересечения номинальной линии с кривой исходного графика нагрузки выделить на нем участок перегрузки продолжительностью h;

3) оставшуюся часть исходного графика с меньшей нагрузкой разбить на т интервалов Dt _j, исходя из возможности проведения в каждом интервале линии средней нагрузки, то есть так, чтобы площади участков над и под средней линией были примерно равными, а затем определить значения тока средних линий S1, S2, Sm;

4) рассчитать начальную нагрузку К1 эквивалентного графика

 

                (5.4)

 

5) участок перегрузки h’ на исходном графике нагрузки разбить на р интервалов Dhp исходя из возможности проведения линии средней нагрузки а каждом интервале, а затем определить значения , , ;

6) рассчитать предварительное превышение перегрузки эквивалентного графика нагрузки

 

       (5.5)

 

7) Сравнить значение  с K _max исходного графика нагрузки: если , следует принять K₂ =  если , следует принять K₂ = 0,9К _max, а продолжительность h перегрузки эквивалентного графика нагрузки рассчитать по формуле

 

                                 (5.6)

 

 

1 - исходный график нагрузки,

2 - эквивалентный прямоугольный график нагрузки

 

Рисунок 5.3 - Преобразование исходного графика нагрузки

трансформатора в эквивалентный двухступенчатый прямоугольный

Выбор номинальной мощности силового трансформато­ра по заданному графику нагрузки. Если в качестве исход­ных данных для выбора номинальной мощности силового трансформатора задан график нагрузки, то его необходимо предварительно преобразовать в эквивалентный двух­ступенчатый.

Учитывая, что мощность трансформатора на этапе ее выбора не­известна, для преобразования графика используют следую­щий приближенный подход. Определяется средняя нагруз­ка по графику

 

                               (5.7)

 

Выделяется пиковая часть графика. Аналогично рас­смотренному ранее случаю определяется коэффициент К₁ и продолжительность перегрузки h. По полученным значениям К₁ и h определяется из [9, рисунки 9-12] допустимая перегрузка К₂ = К_П,ДОП.

Номинальная мощность трансформатора находится из выражения

 

                                    (5.8)

где N - число трансформаторов.

Значение определяется по формуле

 

(5.9)

 

 

 

27 Трансформаторы тока. Основные понятия

Измерительные трансформаторы тока (ТА) предназначены для:

1) изоляции цепей тока измерительных ор­ганов от высокого напряжения;

2) получения, независимо от номи­нального первичного тока I_1,HOM, стандартного значения вторич­ ного тока I_2,НОМ.

Трансформаторы тока имеют стандарт­ный номинальный вторичный ток I_2,НОМ = 1; 5 А; допускается изготовле­ние трансформаторов тока с номинальным вторичным током I_2,НОМ = 2; 2,5 А.

Номинальный коэффициент трансформации трансформатора тока K_I представляет собой отношение номинального первичного тока к номинальному вторичному току

 

K_I = I_1,HOM/ I_2,НОМ.                                  (6.1)

 

Значение K_I записывается дробью (например, 100/5, 200/5).

Первич­ная обмотка трансформатора ТАс числом витков w ₁включается в цепь первичного тока I₁сети, а ко вторичной обмотке с числом витков w ₂ подключаются цепи тока измерительных органов, на­пример измерительных реле тока КА1, КА2с относительно малым сопротивлением (рисунок 6.1).

                            ТА                          КА1 КА2

                           Ф

Ф - магнитный поток

 

Рисунок 6.1 - Измерительный трансформатор тока

 

Начала и концы обмоток трансфор­матора тока указываются на их выводах. Выводы первичной обм отки Л₁ и Л₂ маркируются произвольно, а выводы вторичной об­ мотки И₁и И₂- с учетом принятого обозначения выводов первич­ной обмотки. При этом за начало вторичной обмотки И₁прини­мается вывод, из которого мгновенный ток i₂направляется в цепь нагрузки, когда в первичной обмотке ток i₁направлен от начала Л₁к концу Л₂. При такой маркировке мгновенное значение тока в обмотке реле имеет то же направление, что и при включении непосредственно в защищаемую цепь (без трансформатора).

Работа трансформатора тока иллюстрируется схемой замещения (рисунок 6.2).

 

Рисунок 6.2 - Схема замещения трансформатора тока

 

Из рисунка 6.2 видно, что первичный ток, приведенный к виткам вторичной обмотки, I'₁ = I₁w ₁/w ₂ разветвляется по двум цепям. Основная его часть - ток I₂, замыкается через сопротивление нагрузки Z_H, а другая часть I'_НАМ = I_НАМw ₁/w ₂ через сопротивление ветви намагничивания Z_НАМ.

По мере увеличения сопротивления нагрузки Z_H ток I₂ уменьшается, а ток I'_НАМ увеличивается. Когда вторичная обмотка разомкнута, ток I₂ = 0, а I'_НАМ = I'₁. При этом результирующая магнитодвижущая сила (МДС) резко возрастает и становится равной МДС первичной обмотки. Следствием этого является значительное увеличение магнитного потока Ф (рисунок 6.1) и быстрое насыщение магнитопровода, в связи с чем:

1) на зажимах вторичной обмотки появляется несинусоидальная ЭДС е₂, максимальные мгновенные значения которой могут достигать тысяч вольт, что представляет опасность для обслуживающего персонала и изоляции;

2) возрастают потери в стали и магнитопровод трансформатора недопустимо нагревается, что может привести к усиленному износу и повреждению изоляции трансформатора тока.

Поэтому особенностью работы измеритель­ных трансформаторов тока является режим короткого замыкания (близкий к короткому замыканию) его вторичной цепи. Из соображений техники безопасности вторичную обмотку трансформатора тока заземляют.

При необходимости замены измерительного при­бора или реле предварительно замыкается накоротко вторичная обмотка трансформатора тока (или шунтируется обмотка реле, прибора).

Точность работы трансформаторов тока характеризуется при помощи токовой, угловой и полнойпогрешности.

Токовая погрешностьf _i определяется арифметической разностью между током I₂ и током I'₁.

                                    (6.2)

Угловая погрешность d представляет собой угол между токами I₂ и I'₁. Если вектор I ₂ опережает вектор I '₁, угловая погрешность считается положительной.

Полная погрешность e характеризует точность трансформаторов тока, предназначенных для релейной защиты и пропорциональна току намагничивания I'_НАМ

 

                      (6.3)

 

где I₁ - действующее значение первичного тока, А;

  T - длительность периода тока, с.

Погрешность трансформатора тока зависит от его конструк­тивных особенностей: сечения магнитопровода, магнитной про­ницаемости материала магнитопровода, средней длины магнит­ного пути, значения I ₁ w ₁. В зависимости от предъявляемых требо­ваний выпускаются трансформаторы тока с классами точности 0,2; 0,5; 1; 3; 10. Указанные цифры представляют собой токовую погрешность в процентах номинального тока при нагрузке пер­вичной обмотки током 100-120 % для первых трех классов и 50-120 % для двух последних. Для трансформаторов тока классов точности 0,2; 0,5 и 1 нормируется также угловая погрешность.

Погрешность трансформатора тока зависит от вторичной нагрузки (сопротивление приборов, проводов, контактов) и от кратности первичного тока по отношению к номинальному. Увеличения на­грузки и кратности тока приводят к увеличению погрешности.

При первичных токах, значительно меньших номинального, погрешность трансформатора тока также возрастет.

Трансформаторы тока класса 0,2 применяются для присоедине­ния точных лабораторных приборов, класса 0,5 - для присоедине­ния счетчиков денежного расчета, класса 1 - для всех технических измерительных приборов.

Трансформаторы тока, используемые в релейной защите, имеют два класса точности: 5Р и 10Р. Полная погрешность первых не должна превышать e = 5 %, а вторых - e = 10 % при заданной вторичной нагрузке и расчетной предельной кратности первичного тока. Для класса 10Р токовая погрешностьf _i не должна превышать 10 %, а угловая погрешность d - 7⁰.

Выпускаются также трансфор­маторы тока со вторичными обмотками типов Д (для дифферен­циальной защиты), 3 (для земляной защиты).

Предельная кратность трансформатора тока k₁₀ - это наибольшее отношение первичного тока I_1,max трансформатора тока к его номинальному первичному току I_1,HOM

k₁₀ = I_1,max/I_1,HOM.                              (6.4)

 

Кривые предельной кратности k₁₀ = f(Z_H) приводятся в информационных материалах заводов-изготовителей.

28 Конструкции трансформаторов тока

Трансформатор тока имеет замкнутый магнитопровод 2 (рисунок 6.3,а) и две обмотки - первичную 1 и вторичную 3. Пер­вичная обмотка включается последовательно в цепь измеряемого тока I ₁, ко вторичной обмотке присоединяются измерительные приборы, обтекаемые током I ₂.

 

 

а - принципиальная схема многовиткового трансформатора тока:

1 - первич­ная обмотка; 2 - магнитопровод; 3 - вторичная обмотка;

б - принципиальная схема одновиткового трансформатора тока;

в - конструкция ТПОЛ-20: 1 - вы­вод первичный;

2 - эпоксидная литая изоляция; 3 - выводы вторичной обмотки

 

Рисунок 6.3 - Трансформатор тока типа ТПОЛ-20

Трансформаторы тока для внутренней установки до 35 кВ имеют литую эпоксидную изоляцию [6].

По типу первичной обмотки различают катушечные (на на­пряжение до 3 кВ включительно), одновитковые и многовитковые трансформаторы [2].

На рисунке 6.3,б схематично показано выполнение магнитопроводов и обмоток, а на рисунке 6.3, в - внешний вид трансформатора тока ТПОЛ-20 (проходной, одновитковый, с литой изоляцией на 20 кВ). В этих трансформаторах токоведущий стержень, проходящий через "окна" двух магнитопроводов, является одним витком первичной обмотки. Одновитковые трансформаторы тока изготовляются на пер­вичные токи 600 А и более; при меньших токах МДС первичной обмотки I ₁w ₁ окажется недостаточной для работы с необходимым классом точности. Трансформатор ТПОЛ-20 имеет два магнитопровода, на каждый из которых намотана своя вторичная обмотка. Классы точности этих трансформаторов тока 0,5; 3 и Р. Магнитопроводы вместе с обмотками заливаются компаундом на основе эпоксидной смолы, который после затвердения образует монолитную массу. Та­кие трансформаторы тока имеют значительно меньшие размеры, чем трансформаторы с фарфоровой изоляцией, выпускавшиеся ра­нее, и обладают высокой электродинамической стойкостью.

Рассматриваемый трансформатор тока в распределительном устройстве выполняет одновременно роль проходного изолятора.

При токах, меньших 600 А, применяются многовитковые транс­форматоры тока ТПЛ, у которых первичная обмотка состоит из нескольких витков, количество которых определяется необходи­мой МДС.

В КРУ применяются опорно-проходные трансформаторы тока ТЛМ-10, ТПЛК-10, кон­структивно совмещенные с одним из штепсельных разъемов пер­вичной цепи ячейки КРУ.

На большие номинальные первичные токи применяются транс­форматоры тока, у которых роль первичной обмотки выполняет шина, проходящая внутри трансформатора. На рисунке 6.4 показан трансформатор тока ТШЛ-20 (шинный, с литой изоляцией, на 20 кВ и токи 6000-18000 А).

Эти трансформаторы представляют собой кольцеобразный эпоксидный блок с залитым в нем магнитопроводом и вторичными обмотками. Первичной обмоткой является шина токопровода. В изоляционный блок залито экра­нирующее силуминовое кольцо, электрически соединенное с ши­ной с помощью пружины. Электродинамическая стойкость таких трансформаторов тока определяется устойчивостью шинной кон­струкции.

Для наружной установки выпускаются трансформаторы тока опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изо­ляцией типа ТФЗМ.

В полом фарфоровом изоляторе, заполненном маслом, расположены обмотки и магнитопровод трансформатора. Конструктивно первичная и вторичная обмотки напоминают два звена цепи (буква 3 в обозначении типа). Первич­ная обмотка состоит из двух секций, которые с помощью пере­ключателя 2 могут быть соединены последовательно (положение I) или параллельно (положение II), чем достигается изменение но­минального коэффициента трансформации в отношении 1:2. На фарфоровой покрышке установлен металлический маслорасширитель 1, воспринимающий колебания уровня масла. Силикагелевый влагопоглотитель 5 предназначен для поглощения влаги на­ружного воздуха, с которым сообщается внутренняя полость маслорасширителя. Обмотки и фарфоровая покрышка крепятся к сталь­ному цоколю 13. Коробка выводов вторичных обмоток 12 герметизирована. Снизу к ней крепится кабельная муфта, в которой раз­делан кабель вторичных цепей.

Трансформаторы ТФЗМ имеют один магнитопровод с обмот­кой класса 0,5 и два-три магнитопровода с обмотками для релей­ной защиты. Чем выше напряжение, тем труднее осуществить изо­ляцию первичной обмотки, поэтому на напряжение 330 кВ и бо­лее изготовляются трансформаторы тока каскадного типа. Нали­чие двух каскадов трансформации (двух магнитопроводов с об­мотками) позволяет выполнить изоляцию обмоток каждой ступе­ни не на полное напряжение, а на его половину.

В установках 330 кВ и более применяются каскадные трансфор­маторы тока ТФРМ с рымовидной обмоткой, расположенной внутри фарфорового изолятора, заполненного трансформаторным маслом. В таких трансформаторах имеются четыре-пять вторичных обмоток на классы точности 0,2; 0,5 и Р.

Обмотки рымовидного типа трансформатора тока - обмотки трансформатора тока, выполненные так, что внутренняя изоляция трансформатора нанесена в основном только на вторичную (вторичные) обмотку и ее выводные концы, а сами обмотки образуют рымовидную фигуру ГОСТ 18685-73 [7].

Встроенные трансформаторы тока применяются в установках 35 кВ и более. В вводы высокого напряжения масляных выключа­телей и силовых трансформаторов встраиваются магнитопроводы со вторичными обмотками. Первичной обмоткой является токоведущий стержень ввода. При небольших первич­ных токах класс точности этих трансформаторов тока 3 или 10. При первичных токах 1000 - 2000 А возможна работа в классе точности 0,5. Вторичные обмотки встроенных трансформаторов тока имеют отпайки, позволяющие регулировать коэффициент трансформации в соответствии с первичным током. Для встра­ивания в масляные выключатели применяются трансформаторы тока серий ТВ, ТВС, ТВУ. Каждому типу масляного бакового выключателя соответствует определенный тип трансформатора тока, паспортные данные которых приводятся в каталогах вы­ключателей и в справочниках. Для встраивания в силовые транс­форматоры или автотрансформаторы применяются трансформа­торы тока серии ТВТ.

Кроме рассмотренных типов трансформаторов тока выпуска­ются специальные конструкции для релейных защит: трансфор­маторы тока нулевой последовательности ТНП, ТНПШ, ТЗ, ТЗЛ; быстронасыщающиеся трансформаторы ТКБ; трансформаторы для поперечной дифференциальной защиты генераторов ТШЛО.

29 Выбор трансформаторов тока. Схемы соединения измерительных трансформаторов тока и при­боров

Трансформаторы тока выбирают:

а) по напряжению установки

 

                                     (6.5)

б) по току установки 

                                    (6.6)

 

где I _{ПРОД,РАСЧ} - расчетный ток в продолжительном утяжеленном режиме. 

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

в) по конструкции и классу точности;

г) по электродинамической стойкости:

 

               (6.7)

 

где i _УД - ударный ток КЗ по расчету;

k _ЭД - кратность электродина­мической стойкости по каталогу;

 I _1НОМ - номинальный первич­ный ток трансформатора тока;

i _ДИН - ток электродинамической стойкости по каталогу.

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного уст­ройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому усло­вию не проверяются;

д) по термической стойкости

 

              (6.8)

где k_Т - кратность термической стойкости по каталогу;

t_TEP - вре­мя термической стойкости по каталогу;

В_К - тепловой импульс по расчету;

I_ТЕР - ток термической стойкости; вторичной нагрузке:

 

                                             (6.9)

где Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z_2H0M - номи­нальная допустимая нагрузка трансформатора тока в

        выбранном классе точности.

Рассмотрим подробнее выбор трансформаторов тока по вто­ричной нагрузке. Индуктивное сопротивление токовых цепей не­велико, поэтому Z₂ » r₂. Вторичная нагрузка состоит из сопротив­ления приборов, соединительных проводов и переходного сопро­тивления контактов:

 

                            (6.10)

Сопротивление приборов определяется по выражению

 

                                   (6.11)

где S_ПРИБ - мощность, потребляемая приборами;

        I₂ - вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необ­ходимо выдержать условие:

 

                              (6.12)

 

                           (6.11)

Зная r_ПР, можно определить сечение соединительных проводов

                                      (6.13)

где r - удельное сопротивление материала провода. Провода с мед­ными жилами (r = 0,0175 Ом×мм²/м) применяются во вторичных цепях ос­новного и вспомогательного оборудования мощных электростан­ций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с выс­шим напряжением 220 кВ и выше. В остальных случаях во вторич­ных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами (r = 0,0283 Ом×мм²/м);

l_РАСЧ - расчетная длина, зависящая от схемы соедине­ния трансформаторов тока (рисунок 6.6).

а - включение в одну фазу;

б - включение в неполную звезду;

в - включение в полную звезду

 

Рисунок 6.6 - Схемы соединения измерительных трансформаторов

тока и при­боров

Длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец) можно принять для разных присоедине­ний приблизительно равной, м:

Все цепи ГРУ 6-10 кВ, кроме линий

к потребителям   ……………………………………………… 40 - 60

Цепи генераторного напряжения блочных

электростанций   ……………………………………………… 20 - 40

Линии 6-10 кВ к потребителям ……….…………………… 4 - 6

Все цепи РУ:

35 кВ …………………………………………………………       .. 60 - 75

110 кВ ………………………………………………………… 75 - 100

220 кВ ………………………………………………………. 100 - 150

330-500 кВ ……………………………………………………150 - 175

Синхронные компенсаторы      ……………………………….. 25 - 40

Для подстанций указанные длины снижают на 15 - 20 %.

В качестве соединительных проводов применяют многожиль­ные контрольные кабели с бумажной, резиновой, полихлорви­ниловой или полиэтиленовой изоляцией в свинцовой, резино­вой, полихлорвиниловой или специальной теплостойкой оболоч­ке. По условию прочности сечение не должно быть меньше 4 мм² для алюминиевых жил и 2,5 мм² для медных жил. Сечение больше 6 мм² обычно не применяется.

 

30 Трансформаторы напряжения. Основные понятия и схемы соединения

Измерительные трансформаторы напряжения (ТV) предназначены:

1) для изоляции цепей напряжения измерительных ор­ганов от высокого напряжения;

2) для получения, независимо от номи­нального первичного напряжения U_1,HOM, стандартного значения вторич­ного напряжения U_2,НОМ.

Трансформаторы напряжения имеют стандарт­ное номинальное вторичное напряжение U_2,НОМ = 100 В или 100/  В.

Особенностью измерительного трансформатора напряжения яв­ляется режим холостого хода (близкий к холостому ходу) его вторичной цепи, так как сопротивление параллельных катушек приборов и реле большое, а ток, потребляемый ими, невелик.

Схема включения однофазного трансформа­тора напряжения показана на рисунке 7.1, первичная обмотка вклю­чена на напряжение сети U₁ а ко вторичной обмотке (напряже­ние U₂) присоединены параллельно катушки измерительных при­боров и реле. Для безопасности обслуживания один выход вторич­ной обмотки заземлен.

 

 

1 - первичная обмотка

2 - магнитопровод

3 - вторичная обмотка

 

Рисунок 7.1 - Схема включения трансформатора напряжения

 

Первичная обмотка трансформатора TVс числом витков w ₁включается на напряжение сети U₁. Под действием напряжения по обмотке w ₁проходит ток намагничива­ния I_НАМ, создающий в магнитопроводе магнитный поток Ф.

Магнитный поток Ф наводит в первичной w ₁и вторичной w ₂обмотках ЭДС с дейст­вующими значениями со­ответственно E₁ = 4,44fw ₁Ф,                  E₂ = 4,44f w ₂Ф, где f - частота сети.

 

E₁/E₂ = w ₁/w ₂.                                  (7.1)

 

Отношение w ₁/w ₂на­зывается коэффициентом трансформациии обозна­чается К_U.В режиме холостого хода ток I₂ = 0, а ток в первичной обмотке I₁ = I_HAM. При этом U₂ = E₂ и напряжение U₁ незначительно отличается от ЭДС Е₁. Поэтому

 

К_U = w ₁/w ₂ = U₁/U₂.                     (7.2)

 

 

Рисунок 7.2 - Схема замещения трансформатора напряжения

 

Работа трансформатора с нагрузкой Z_H (в виде, например, ре­ле напряжения KV) сопровождается прохождением тока I₂ и уве­личением (по сравнению с холостым ходом) тока I₁' (рисунок 7.2).

Эти токи создают падение напряжения DU в первичной и вторич­ной обмотках, вследствие чего U₂ = U₁' - DU. Вторичное напряжение U₂отли­чается от приведенного первичного U₁'по значению на DU и по фазе на угол d. Поэтому трансформатор имеет две погрешности:

1) погрешность напряженияf_U = (DU/U₁')×100, или вследствие незна­чительного угла d

 

f_U = [(K_UU₂ -U₁)/U₁]×100;                              (7.3)

 

2) угловую погрешность, которая определяется углом d между век­торами напряжений U₁' и U₂.

Значения погрешностей трансформатора напряжения опреде­ляются падением напряжения DU, которое увеличивается с ростом вторичной нагрузки (тока I₂). Вместе с ним возрастают и погреш­ности, поэтому нормальным режимом работы трансформатора на­пряжения является режим, близкий к холостому ходу.

Погрешность трансформатора напряжения зависит от конструкции магнитопровода, магнит­ной проницаемости стали и от cos j вторичной нагрузки. В конст­рукции трансформаторов напряжения предусматривается компен­сация погрешности по напряжению путем некоторого уменьше­ния числа витков первичной обмотки, а также компенсация угло­вой погрешности за счет специальных компенсирующих обмоток.

В условиях эксплуатации трансформатор напряжения может работать с различными погрешностями. В зависимости от погрешн остей установлены четыре класса точности: 0,2; 0,5; 1 и 3 соответственно погрешностям напряжения f _U в про­центах. Номинальная мощность трансформатора отнесена к определенному классу точности. Однако по условию нагрева он мо­жет допускать перегрузки в несколько раз, выходя при этом из заданного класса точности.

Суммарное потребление обмоток измерительных приборов и реле, подключенных ко вторичной обмотке трансформатора на­пряжения, не должно превышать номинальную мощность транс­форматора напряжения, так как в противном случае это приведет к увеличению погрешностей.

Начала и концы обмоток трансформа­тора напряжения принято обозначать: А - начало первичной обмотки, а - начало вторичной обмотки; X - конец первичной обмотки, х - конец вторичной обмотки.

При этом напряжения U₁ и U₂,направленные одинаково от одно­именных концов обмоток, совпадают по фазе, если пренебречь падениями напряжения в обмотках трансформатора напряжения.

Буквенная часть трансформаторов напряжения означает:

Н - напряжения;

О - однофазный;

Т - трехфазный;

С - с естественным воздушным охлаждением (сухой);

Л - с литой изоляцией;

Г - с газовой изоляцией;

М - с естественным масляным охлаждением;

Ф - в фарфоровой покрышке;

З - с заземленным выводом первичной обмотки;

И - с обмоткой для контроля изоляции;

А - антирезонансный;

Цифровая часть в большинстве случаев означает:

а) первое число - класс напряжения;

б) второе число (если есть) - год разработки.

В серии литых трансформаторов (например, НОЛ.08-6) первая группа цифр (08) означает порядковый номер или шифр разработки, а вторая - класс напряжения. Буква (буквы) и цифра в конце означает климатическое исполнение и класс размещения.

В зависимости от назначения могут применяться трансформа­торы напряжения с различными схемами соединения обмоток.

Для измерения трех междуфазных напряжений можно использовать два однофазных двухобмоточных трансформатора НОМ, НОС, НОЛ, соединенных по схеме открытого треугольника (рисунок 7.3,а), а так­же трехфазный двухобмоточный трансформатор НТМК, обмотки которого соединены в звезду (рисунок 7.3,б).

Для измерения напря­жения относительно земли могут применяться три однофазных трансформатора, соединенных по схеме Y₀/Y₀), или трехфазный трехобмоточный трансформатор НТМИ (рисунок 7.3,в). В последнем случае обмотка, соединенная в звезду, используется для присое­динения измерительных приборов, а к обмотке, соединенной в ра­зомкнутый треугольник, присоединяется реле защиты от замыка­ний на землю. Таким же образом в трехфазную группу соединяют­ся однофазные трехобмоточные трансформаторы типа ЗНОМ и каскадные трансформаторы НКФ.

 

Рисунок 7.3 - Схемы соединения обмоток трансформаторов напряжения

 

 

31 Конструкции трансформаторов напряжения

По конструкции различают трехфазные и однофазные транс­форматоры. Трехфазные трансформаторы напряжения применя­ются при напряжении до 18 кВ, однофазные - на любые напря­жения.

Трехфазные трансформаторы напряжения могут быть трехстержневыми и пятистержневыми. Для контроля сопротивления изоляции систем с изолированной нейтралью применяют трехфазные пятистержневые ТН. При заземлении одной из фаз магнитные потоки несимметрии, созданные обмотками неповрежденных фаз и возникающие при однофазных замыканиях на землю, пропорциональные напряжению 3U₀, замыкаются по крайним стержням, имеющим малое магнитное сопротивление. Дополнительные обмотки, соединенные в разомкнутый треугольник, обеспечивают работу сигнализации и релейной защиты. При симметричном режиме напряжение на зажимах разомкнутого треугольника отсутствует.

Трехфазные трехстержневые ТН выполняются с изолированной нулевой точкой на стороне ВН. Если нулевую точку заземлить, то при заземлении одной фазы в сетях с изолированной нейтралью возникает аварийный режим работы. При применении вместо пятистержневого магнитопровода трехстержневого магнитный поток несимметрии мог бы замыкаться только по воздуху и через кожух трансформатора - по пути с большим магнитным сопротивлением, что привело бы к значительному возрастанию токов намагничивания неповрежденных фаз и опасному перегреву их первичных обмоток.

Погрешность трехфазных трансформаторов напряжения больше однофазных трансформаторов соответствующей конструкции вследствие несимметрии магнитной системы. При несимметричной нагрузке погрешность увеличивается еще больше. По этим причинам присоединение счетчиков к трехфазному ТН не рекомендовано. Для этой цели желательно иметь особую группу из двух однофазных трансформаторов, соединенных в неполный треугольник.

По типу изоляции трансформаторы могут быть сухими, масляными и с литой изоляцией.

Обмотки сухих трансформаторов выполняются про­водом ПЭЛ, а изоляцией между обмотками служит электрокар­тон. Такие трансформаторы применяются в установках до 1000 В (НОС-0,5 - трансформатор напряжения однофазный, сухой, на 0,5 кВ).

Трансформаторы напряжения с масляной изоляци­ей применяются на напряжение 6-1150 кВ в закрытых и откры­тых распределительных устройствах. В этих трансформаторах об­мотки и магнитопровод залиты маслом, которое служит для изо­ляции и охлаждения.

Схема обмоток первых показана на рисунке 7.4,а. Такие транс­форматоры имеют два ввода ВН и два ввода НН, их можно соеди­нить по схемам открытого треугольника, звезды, треугольника.

У трансформаторов второго типа (рисунок 7.4,б) один конец обмот­ки ВН заземлен, единственный ввод ВН расположен на крышке, а вводы НН - на боковой стенке бака. Обмотка ВН рассчитана на фазное напряжение, основная обмотка НН - на 100/  В, до­полнительная обмотка - на 100/3 В. Такие трансформаторы назы­ваются заземляемыми и соединяются по схеме, показанной на рисунке 7.3,в.

Трансформаторы типов ЗНОМ-15, ЗНОМ-20, ЗНОМ-24 уста­навливаются в комплектных шинопроводах мощных генераторов. Для уменьшения потерь от намагничивания их баки выполняются из немагнитной стали.

Заземляемые трансформаторы напряжения с литой изоляцией серии ЗНОЛ.06 имеют пять исполнений по номинальному напряжению: 6, 10, 15, 20 и 24 кВ. Такие трансформаторы имеют не­большую массу, могут устанавливать­ся в любом положении, пожаробезопасны. Трансформаторы ЗНОЛ.06 предназначены для установки в КРУ и комплектных токопроводах вместо масляных трансформато­ров НТМИ и ЗНОМ, а трансформаторы серии НОЛ.08 - для заме­ны НОМ-6 и НОМ-10.

В трансформаторах на напряжение 110 кВ и выше для снижения атмосферных перенапряжений необходимо равномерное распределение напряжения по катушкам обмотки ВН. С этой целью поверх обмоток ВН располагают экраны (экранирующие кольца), которые электрически соединяют с последними витками этих обмоток.

Трансформатор представляет собой соединённые конструктивно в единое целое два трансформатора напряжения:

ТНКИ - трансформатор напряжения контроля изоляции, трёхобмоточный, первичные обмотки которого включены по схеме «звезда», предназначен для питания цепей измерительных приборов учёта электрической энергии, для цепей защиты и контроля изоляции.

ТНП - трансформатор нулевой последовательности, двухобмоточный, первичная обмотка которого включена в нейтраль ТНКИ и заземлена, вторичная обмотка замкнута. Трансформатор предназначен для защиты трансформатора ТНКИ от повреждения при однофазных замыканиях.

НАМИТ-10-2 имеет два магнитопровода двухстержневые броневого типа, собранные из пластин электротехнической стали. На стержнях магнитопроводов расположены слоевые обмотки с изоляцией. Магнитопроводы с обмотками соединены между собой в единую конструкцию и представляют собой активную часть трансформатора, которая помещается в бак с трансформаторным маслом.

В установках 110 кВ и выше применяются однофазные трансформато­ры напряжения каскадного типа НКФ. В этих транс­форматорах обмотка ВН равномерно распределяется по несколь­ким магнитопроводам, благодаря чему облегчается ее изоляция. Трансформатор НКФ-110 (рисунок 7.9) имеет двухстержневой магнитопровод, на каждом стержне которого расположена обмот­ка ВН, рассчитанная на U_Ф/2. Так как общая точка обмотки ВН соединена с магнитопроводом, то он по отношению к земле находится под потенциалом U_Ф/2. Обмотки ВН изолируются от магнитопровода также на U_Ф/2. Обмотки НН (основная и до­полнительная) намотаны на нижнем стержне магнитопровода. Для равномерного распределения нагрузки по обмоткам ВН служит обмотка связи П. Такой блок, состоящий из магнито­провода и обмоток, помещается в фарфоровую рубашку и за­ливается маслом.

 

а - схема; б - конструкция: 1 - ввод высокого напряжения;

2 - маслорасширитель; 3 - фарфоровая рубашка; 4 - основание;

5 - коробка вводов НН; П - обмотка связи; С - сердечник

 

Рисунок 7.9 - Трансформатор напряжения НКФ-110

Трансформаторы напряжения на 220 кВ состоят из двух блоков, установленных один над другим, т. е. имеют два магнито­провода и четыре ступени каскадной обмотки ВН с изоляцией на U_Ф/4. Трансформаторы напряжения НКФ-330 и НКФ-500 соот­ветственно имеют три и четыре блока, т. е. шесть и восемь ступе­ней обмотки ВН.

Чем больше каскадов обмотки, тем больше их активное и реак­тивное сопротивления, возрастают погрешности, и поэтому транс­форматоры НКФ-330, НКФ-500 выпускаются только в классах точ­ности 1 и 3. Кроме того, чем выше напряжение, тем сложнее кон­струкция трансформаторов напряжения, поэтому в установках 500 кВ и выше применяются трансформаторные устройства с емкостным отбором мощности, присоединенные к конденсаторам высокочас­тотной связи С1 с помощью конденсатора отбора мощности С2 (рисунок 7.10,а). Напряжение, снимаемое с С2 (10-15 кВ), подается на трансформатор TV, имеющий две вторичные обмотки, которые соединяются по такой же схеме, как и у трансформаторов НКФ или ЗНОМ. Для увеличения точности работы в цепь его первичной обмотки включен дроссель L, с помощью которого контур отбора напряжения настраивается в резонанс с конденсатором С2. Дроссель L и трансформатор TV встраиваются в общий бак и заливают­ся маслом. Заградитель ЗВ не пропускает токи высокой частоты в трансформатор напряжения. Фильтр присоединения Z предназ­начен для подключения высокочастотных постов защиты. Такое ус­тройство получило название емкостного трансформатора напряже­ния НДЕ. На рисунке 7.10,б показана установка НДЕ-500-72.

При надлежащем выборе всех элементов и настройке схемы устройство НДЕ может быть выполнено на класс точности 0,5 и выше. Для установок 750 и 1150 кВ применяются трансформаторы НДЕ-750 и НДЕ-1150.

 

32 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

Условия выбора:

U_HOM ≥ U_{СЕТИ,НОМ};                                   (8.1)

 

I_HOM ≥ I_{ПРОД,РАСЧ} = I_{РАБ,НАИБ};                  (8.2)

 

при допустимости перегрузки выключателя:

 

I_ПГ,ДОП ≥ I_{ПГ,РАСЧ};                                                        (8.3)

 

Условия проверки:

I_{ВКЛ,НОРМ} ≥ I_П0;                                        (8.4)

 

i_{ВКЛ,НОРМ} ≥ i_УД;                                        (8.5)

 

I_ПР,СКВ ≥ I_П0;                                             (8.6)

 

i_ПР,СКВ = i_ДИН ≥ i_УД;                                  (8.7)

 

 при t_К = t_ОТКЛ ≥ t_{ТЕР,НОРМ};     (8.8)

при t_K < t_{ТЕР,НОРМ};                (8.9)

I_ОТКЛ,HOM ≥ I_Пt;                                        (8.10)

 

    (8.11)

Для установки, у которой  допускается выполнение условия

         (8.12)

u_В,НОРМ ≥ u_B,                                         (8.13)

 

где U_HOM - номинальное напряжение аппарата, кВ;

U_{СЕТИ,НОМ} - номинальное напряжение сети, кВ;

    I_HOM - номинальный ток аппарата, А;

 I_{ПРОД,РАСЧ} - расчетный ток продолжительного режима, равный большему

                из расчетных токов, нормального, послеаварийного или

                ремонтного режимов, А;

I_{РАБ,НАИБ} - наибольший рабочий ток цепи, равный расчетному току

               продолжительного режима, А;

I_ПГ,ДОП - допустимый ток перегрузки аппарата, А;

I_{ПГ,РАСЧ} - расчетный ток перегрузки аппарата, А;

I_{ВКЛ,НОРМ} - нормированное действующее значение периодической

              составляющей тока включения выключателя, кА;

     I_П0 - начальное значение периодической составляющей тока КЗ, кА;

i_{ВКЛ,НОРМ} - нормированное мгновенное значение полного тока

              включения выключателя, кА;

     i_УД - ударный ток КЗ, кА;

I_ПР,СКВ - действующее значение периодической составляющей

              предельного сквозного тока аппарата, допустимого при КЗ, кА;

i_ПР,СКВ - предельный сквозной ток аппарата, допустимый при КЗ, кА;

  i_ДИН - нормированный ток электродинамической стойкости аппарата, кА;

I_{ТЕР,НОРМ} - нормированный ток термической стойкости аппарата, А;

t_{ТЕР,НОРМ} - нормированное допустимое время протекания I_{ТЕР,НОРМ}, с;

    B_K - интеграл Джоуля для условий КЗ (тепловой импульс тока КЗ), А²×с;

    t_К - время КЗ, с;

t_ОТКЛ - время отключения КЗ в цепи, с;

B_TEP - нормированное значение теплового импульса, А²×с;

I_ОТКЛ,HOM - номинальный ток отключения выключателя (действующее

              значение периодической составляющей тока, кА;

    I_Пt - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в

             цепи в момент t начала расхождения дугогасительных

             контактов выключателя, кА;

i _a,норм - нормированное значение апериодической составляющей тока

             отключения, кА;

b_НОРМ - нормированное содержание апериодической составляющей в

            токе отключения (определяется по рисунку 8.1), %;

  i _a,t - расчетное значение апериодической составляющей тока КЗ в

            цепи в момент t, кА;

  i _к,t - расчетное мгновенное значение тока КЗ в момент начала

            расхождения дугогасительных контактов выключателя t, кА;

u_В,НОРМ - нормированное значение собственного восстанавливающегося

             напряжения на контактах выключателя при отключении КЗ

             в цепи, кВ;

    u_B - собственное восстанавливающееся напряжение на контактах

            выключателя при отключении расчетного КЗ в цепи, кВ.

 

t_ОТКЛ = t_РЗ,ОСН + t_В,ОТКЛ;                            (8.14)

 

t = t_РЗ,ОСН + t_{СВ,ОТКЛ},                                (8.15)

 

где t_РЗ,ОСН - время действия основной защиты, с (основная защита предна-

                значена для действия при повреждениях в пределах всего за-

                щищаемого элемента с временем меньшим, чем у других ус-

                тановленных на этом элементе защит);

t_В,ОТКЛ - полное время отключения выключателя, с (интервал времени

               от момента подачи команды на отключение до момента

               погасания дуги во всех полюсах);

t_{СВ,ОТКЛ} - собственное время включения выключателя, с (интервал времени

            от момента подачи команды на отключение до момента прекра-

            щения соприкосновения дугогасительных контактов).

 

Для быстродействующих защит в [4, c. 268] формула (8.15) записана в виде

 

t = 0,01 + t_{СВ,ОТКЛ},                                (8.16)

 

33 Выбор и проверка разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Условия выбора:

 

U_HOM ≥ U_{СЕТИ,НОМ};                                    (8.17)

 

I_HOM ≥ I_{ПРОД,РАСЧ} = I_{РАБ,НАИБ};                    (8.18)

 

Условия проверки:

 

i_ПР,СКВ = i_ДИН ≥ i_УД;                                   (8.19)

 

 при t_К ≥ t_{ТЕР,НОРМ};         (8.19)

 

при t_K < t_{ТЕР,НОРМ}.        (8.20)

 

34 Выбор и проверка выключателей нагрузки

Выключатели должны выбираться по условиям:

U_ном ³ U_{сети ном};

I_ном ³ I_{норм.расч};

K_пгI_ном ³ I_{прод.расч}.

Проверку выключателей следует производить по условиям:

I_вкл ³ I_п0;

i_вкл ³ i_уд;

I_пр.скв ³ I_п0;

i_пр.скв ³ i_уд;

при t_откл ³ t_тер

,

а при t_откл < t_тер следует принимать I_терt = I_тер, откуда

 или ;

I_{откл.ном} > I_пt

_.

В тех случаях, когда

I_{откл.ном} > I_пt

а                                                              i_а.ном < i_аt

следует проверять условие

.

Нормированное процентное содержание апериодической составляющей номинального тока отключения b_норм определяется по графику b_норм = f(t) или принимается, исходя из данных завода-изготовителя выключателя.

Проверяются параметры восстанавливающегося напряжения:

восстанавливающееся напряжение

U_в.норм ³ U_в;

скорость восстановления напряжения

J_в.норм ³ J_в.

 

35 Выбор жестких шин в в схемах напряжением выше 1000 В

В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка и сбор­ные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Мед­ные шины из-за высокой стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000 А применяются одно- и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также лучшие условия охлаждения. Например, при токе 2650 А необходимы алю­миниевые шины трехполосные размером 60 х 10 мм или коробча­тые - 2 х 695 мм² с допустимым током 2670 А. В первом случае общее сечение шин составляет 1800 мм², во втором - 1390 мм². Как видно, допустимая плотность тока в коробчатых шинах зна­чительно больше (1,92 вместо 1,47 А/мм²).

Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппара­там (ошиновка) 6-10 кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изолято­рах. Шинодержатели, с помощью которых шины закреплены на изоляторах, допускают продольное смещение шин при их удли­нении вследствие нагрева.

При большой длине шин устанавлива­ются компенсаторы из тонких полосок того же материала, что и шины. Концы шин на изоляторе имеют скользящее крепление через продольные овальные отверстия и шпильку с пружинящей шай­бой. В местах присоединения к аппаратам изгибают шины или ус­танавливают компенсаторы, чтобы усилие, возникающее при тем­пературных удлинениях шин, не передавалось на аппарат.

Соединение шин по длине обычно осуществляется сваркой. Присоединение алюминиевых шин к медным (латунным) за­жимам аппаратов производится с помощью переходных зажимов, предотвращающих образование электролитической пары медь - алюминий.

Для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации шины окра­шивают: при переменном токе фазу А - в желтый, фазу В - в зе­леный и фазу С - в красный цвета; при постоянном токе положи­тельную шину - в красный, отрицательную - в синий цвета.

Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току). При этом учитываются не только нормаль­ные, но и послеаварийные режимы, а также режимы в период ремонтов и возможность неравномерного распределения токов между секциями шин. Условие выбора:

 

I_max ≤ I_ДОП,                                        (9.1)

 

где I_ДОП - допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки

             при расположении шин плашмя (п. 1.3.23 ПУЭ [1]) или темпера-

             туре воздуха, отличной от принятой в таблицах (J_0,НОМ = 25 ⁰С).

В последнем случае

                  (9.2)

 

Для неизолированных проводов и окрашенных шин принято J_ДОП = = 70 ⁰С; J_0,НОМ = 25 ⁰С, тогда

                             (9.3)

 

где I_{ДОП,НОМ} - допустимый ток по таблицам [1.12] при температуре воздуха

                     J_0,НОМ = 25 ⁰С; J₀ - действительная температура воздуха.

 

Проверка шин на термическую стойкость при КЗ производится по условию

                            (9.4)

где J_К -  температура шин при нагреве током КЗ;

J_К,ДОП - допус­тимая температура нагрева шин при КЗ (см. таблицу 9.1); 

q_min - ми­нимальное сечение по термической стойкости;

  q - выбранное сечение.

 

                                                (9.5)

где В_К - тепловой импульс, А²×с;

С_Т - функция, значения которой приведены в таблице 9.2.

Проверка шин на электродинамическую стойкость. Жесткие шины, укрепленные на изоляторах, пред­ставляют собой динамическую колебательную систему, находя­щуюся под воздействием электродинамических сил. В такой систе­ме возникают колебания, частота которых зависит от массы и жесткости конструкций. Электродинамические силы, возникающие при КЗ, имеют составляющие, которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебательной системы шины - изоляторы совпадут с этими значениями, то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает. В большинстве практически применяемых конструкций шин эти условия соблюдаются, поэтому ПУЭ [1] не требуют проверки на элек­тродинамическую стойкость с учетом механических колебаний.

Механический расчет однополосных шин. Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ f⁽³⁾, Н/м, определяется по формуле

                           (9.6)

где i_УД - ударный ток при трехфазном КЗ, А;

     а - расстояние между осями проводников, м.

Для однополосных шин расстояние между фазами значительно больше пери­метра шин а »2(b + h), поэтому коэффициент формы для них k_Ф= 1. Коэффициент формы учитывает форму сечения и взаимное расположение проводников. Для круглых проводников сплошного сечения, кольцевого сечения, шин коробчатого сечения с высотой сечения 0,1 м и более коэффициент формы также принимается k_Ф= 1.

Наибольшие электродинами­ческие усилия возникают при трехфазном повреждении, поэтому в дальнейших расчетах учитывается ударный ток трехфазного КЗ. Индексы (3) для упрощения опускаются.

Равномерно распределенная сила f создает изгибающий мо­мент (шина рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах с наибольшим моментом в крайних про­летах), Нм,

 

                                            (9.7)

 

где l - длина пролета между опорными изоляторами шинной кон­струкции, м.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа,

 

                  (9.8)

где W - момент сопротивления шины относительно оси, пер­пендикулярной

         действию усилия, см³ (таблица 9.3).

 

Шины механически прочны, если

s_max ≤ s_ДОП,                                                  (9.9)

 

где s_ДОП - допустимое механическое напряжение в материале шин.

 

36 Выбор гибких шин в схемах напряжением выше 1000 В

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Гибкие токопроводы для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 6-10 кВ (рисунок 9.2) выполняются пуч­ком проводов, закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка - сталеалюминиевые - несут в основном механическую нагрузку от собственной массы, гололеда и ветра. Остальные провода - алюминиевые - являются только токоведущими. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выби­рать возможно большими (500, 600 мм²), так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.

Гибкие провода применяются для соединения блочных транс­форматоров с ОРУ.

Провода линий электропередачи напряжением более 35 кВ, про­вода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ, гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока:

 

                                 (9.10)

 

где I_НОРМ - ток нормального режима (без перегрузок);

       J_Э - норми­рованная плотность тока, А/мм² (таблица 9.5).

Сечение, найденное по формуле (9.10), округляется до бли­жайшего стандартного.

Проверке по экономической плотности тока не подлежат сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах от­крытых и закрытых РУ всех напряжений.

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току) производится по формуле (9.1): I_max ≤ I_ДОП. 

Выбранное сечение проверяется на термичес­кое действие тока КЗ по формулам (9.4), (9.5).

При проверке на термическую стойкость проводников линий, оборудованных устройствами быстродействующего АПВ, должно учитываться повышение нагрева из-за увеличения продолжитель­ности прохождения тока КЗ. Расщепленные провода ВЛ при про­верке на нагрев в условиях КЗ рассматриваются как один провод суммарного сечения [1].

 

На электродинамическое действие тока КЗ про­веряются гибкие шины РУ при I_К⁽³⁾ ³ 20 кА [1, п. 4.2.56].

При больших токах КЗ провода в фазах в результате динамичес­кого взаимодействия могут настолько сблизиться, что произойдет схлестывание или пробой между фазами.

Наибольшее сближение фаз наблюдается при двухфазном КЗ между соседними фазами, когда провода сначала отбрасываются в противоположные стороны, а затем после отключения тока КЗ движутся навстречу друг другу. Их сближение будет тем больше, чем меньше расстояние между фазами, чем больше стрела прове­са и чем больше длительность протекания и значение тока КЗ.

Более подробно проверка шин на электродинамическую прочность рассмотрена в [2], [3].

 

37 Выбор кабелей напряжением выше 1000 В

Кабели выбирают:

1) по напряжению установки

 

                                  (9.11)

 

2) по конструкции (таблица 9.6);

 

3) по экономической плотности тока

                                        (9.12)

4) по допустимому току

                                          (9.13)

где I_ДОП - длительно допустимый ток с учетом поправки на число рядом

             положенных в земле кабелей k₁ и на температуру окружа­ющей

             среды k₂:

                                  (9.14)

 

где I_{ДОП,НОМ} - допустимый ток при нормированной температуре жил, °С;

согласно ПУЭ для кабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией J_ДОП = = +65 0С, для кабелей до 35 кВ с изоляцией из про­питанной кабельной бумаги в свинцовой, алюминиевой или по-ливинилхлоридной оболочке приняты:

U_HOM, кВ ………… До З      6         10   20 и 35

J_ДОП, ⁰С.......................... +80    +65       +60    +50

Поправочные коэффициенты k₁ и k₂ допустимый ток находят по ПУЭ [1].

При выборе сечения кабелей следует учитывать их допустимую перегрузку, определяемую по п. 1.3.5 и 1.3.6 ПУЭ [1] в зависимости от вида прокладки, длительности максимума и предварительной на­грузки.

Выбранные по нормальному режиму кабели проверяют на тер­мическую стойкость по условию (9.4):

При этом кабели небольшой длины проверяют по току при КЗ в начале кабеля; одиночные кабели со ступенчатым сечением по длине проверяют по току при КЗ в начале каждого участка. Два параллель­ных кабеля и более проверяют по токам при КЗ непосредственно за пучком кабелей, т.е. с учетом разветвления тока КЗ.

 

Таблица 9.6 - Кабели, рекомендуемые для прокладки в земле и воздухе

 

 

 

38 Устройства ВЧ связи. Общие сведения

Широкое использование каналов ВЧ связи по ЛЭП (далее - ВЧ каналов) в сетях связи электроэнергетической системы определяется их относительной дешевизной (используется уже существующая ЛЭП, соединяющая объекты, между которыми необходимо передавать информацию, и затраты на сооружение линии связи отсутствуют) и, во-вторых, высокой надежностью (благодаря высокой механической надежности самих ЛЭП). Для передачи сигналов релейной защиты и противоаварийной автоматики использование ВЧ каналов является, как правило, единственным приемлемым решением, удовлетворяющим требованиям надежности и быстродействия, предъявляемым к этим каналам.

В последнее время в ведомственной сети связи электроэнергетики стали использоваться спутниковые каналы и каналы, использующие волокнисто-оптические линии связи (ВОЛС). Тем не менее в обозримом будущем ВЧ каналы будут достаточно широко использоваться на тех участках сети, где требуется передавать ограниченный объем информации и где применение других видов каналов оказывается экономически неоправданным. ВЧ каналы будут также широко использоваться для передачи сигналов релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Для организации ВЧ каналов по линиям высокого напряжения применяют диапазон частот 18-600 кГц. В распределительных сетях используют частоты, начиная от 18 кГц, на магистральных линиях 40-600 кГц. Для получения удовлетворительных параметров ВЧ тракта на низких частотах необходимы большие значения индуктивностей силовых катушек заградителей и емкостей конденсаторов связи. Поэтому нижняя граница по часто­те ограничена параметрами устройств обработки и при­соединения. Верхняя граница частотного диапазона опре­деляется допустимым значением линейного затухания, которое растет с увеличением частоты.

Любой канал связи можно условно разделить на две части - приемопередающую аппаратуру уплотнения и линию связи между этой аппаратурой. Роль линии связи в ВЧ каналах по ЛЭП выполняет ВЧ тракт по фазным проводам или грозозащитным тросам ЛЭП, связывающих подстанции, на которых установлена аппаратура уплотнения (АУ).

Высокочастотным трактом называется составной четырехполюсник, заключенный между входом и выходом оконечной или промежуточной аппаратуры уплотнения, который включает в себя:

1) многополюсники - многопроводные ЛЭП (воздушные или кабельные), ответвления от них; ПС с установленным на них высоковольтным оборудованием;

2) четырехполюсники - устройства присоединения КП, состоящие из фильтров присоединения (ФП) с конденсаторами связи (КС), ВЧ кабели, разделительные фильтры;

3) двухполюсники - высокочастотные заградители (ВЧЗ, ВЗ), разделительные контуры, являющиеся частным случаем разделительных фильтров.

Линейный тракт начинается и заканчивается в точках подключения устройств присоединения к проводам ЛЭП.

Рабочее затухание ВЧ тракта определяет степень ослабления синусоидального сигнала при передаче его от передатчика к приемнику. Оно одинаково для обоих направлений передачи сигнала, обозначается буквой а и определяется по формуле, Дб:

 

а = 10lg(Р₁/Р₂),                                     (11.1)

 

где Р₁ - мощность, отдаваемая генератором на согласованную нагрузку

          (сопротивление нагрузки равно внутреннему сопротивлению

          генератора), Вт;

Р₂ - мощность, выделяемая на сопротивлении нагрузки на одном из

         концов четырехполюсника при подключении к другому концу

         четырехполюсника генератора, Вт.

 

Входное сопротивление ВЧ тракта Z_ВХ определяется для обоих концов тракта, так как оно, в общем случае, для разных концов тракта разное. Соответствие его внутреннему сопротивлению передатчика показывает степень согласования передатчика с трактом. Для каждого из концов тракта входное сопротивление определяется при подключении на противоположном конце тракта сопротивления нагрузки по формуле, Ом:

 

Z_ВХ = U_ВХ/I_ВХ,                                   (11.2)

 

где U_ВХ - напряжение на входе ВЧ тракта, В;

   I_ВХ - ток на входе ВЧ тракта, А.

 

39 Устройства ВЧ связи. Способы присоединения к ЛЭП

Все схемы присоединения к проводам (фазам или грозозащитным тросам) ЛЭП можно разделить на две группы:

1) присоединение между проводами и землей. Это схемы фаза-земля, трос-земля и два троса-земля;

2) присоединение между проводами. Это схемы фаза-фаза, трос-трос, внутрифазное или внутритросовое присоединение соответственно к изолированным проводам расщепленной фазы или троса.

При включе­нии аппаратуры между проводами разных линий ис­пользуют схему фаза-фаза разных линий.

Наиболее распространенными являются схемы присоединения фаза-земля (рисунок 11.1) и фаза-фаза (рисунок 11.2). На рисунке 11.2 показаны два варианта соединения АУ с ФП при схеме присоединения фаза-фаза - с помощью двух коаксиальных ВЧ кабелей (обычно используемая схема) и одного коаксиального ВЧ кабеля. В последнем случае необходим дифференциальный трансформатор, который должен быть составной частью ФП.

Соединение АУ с ФП может осуществляться также в соответствии с рисунком 11.2,б.

 

 

ЗН - заземляющий нож; РФ - разделительный фильтр;

ВК - высокочастотный кабель; ВЧА - высокочастотная аппаратура

 

Рисунок 11.1 - Присоединение к линии по схеме фаза С-земля

 

Присоединение по схеме трос-трос и два троса-земля используется, как правило, на линиях 500-750 кВ с двумя грозозащитными тросами.

Внутрифазное присоединение осуществляется, как правило, на линиях 330 кВ, у которых фаза расщеплена на два провода (две составляющие). На рисунке 11.3 представлено внутрифазное соединение к фазе В линии с фазами, расщепленными на две составляющие.

Внутритросовое присоединение осуществляется, как правило, на линиях 1150 кВ, у которых грозозащитный трос расщеплен на два провода.

 

 

Рисунок 11.2 - Присоединение к линии по схеме фаза В – фаза С

с двумя вариантами использования ВЧ кабелей

 

 

Рисунок 11.3 - Внутрифазное присоединение к фазе В линии

с фазами, расщепленными на две составляющие

 

Одним из основных элементов схемы присоединения аппаратуры связи к линиям электропередачи является конденсатор связи высокого напряжения. Конденсатор связи представляет собой конденсатор (обычно бумажно-масляный), рассчитанный на непрерывную работу под фазным напряжением промышленной частоты. Конденсаторы связи часто используются не только для присоединения ВЧ аппаратуры, но и для отбора мощности и в качестве конденсаторных трансформаторов напряжения.

Конденсатор связи, включаемый на полное напряжение сети, должен обладать достаточной электрической прочностью. Пробой конденсатора связи связан с коротким замыканием на шинах подстанции, что может привести к тяжелым последствиям.

Для лучшего согласования входного сопротивления линии и устройства присоединения емкость конденсатора дол­жна быть достаточно большой. Выпускаемые кон­денсаторы связи дают возможность иметь емкость при­соединения на линиях любого класса по напряжению не меньше 3000 пФ, что позволяет получить устройства присоединения с удовлетворительными параметрами. Конденсатор связи подключают к фильтру присоедине­ния, который заземляет нижнюю обкладку этого конден­сатора для токов промышленной частоты. Для токов высокой частотыфильтр присоединения совместно с конденсатором связи согласует сопротивление высоко­частотного кабеля с входным сопротивлением линии электропередачи и образует фильтр для передачи токов высокой частоты от ВЧ кабеля в линию с малыми поте­рями. В большинстве случаев фильтр присоединения с конденсатором связи образуют схему полосового филь­тра, пропускающего определенную полосу частот.

Ток высокой частоты, проходя через конденсатор свя­зи по первичной обмотке фильтра присоединения на землю, наводит во вторичной обмотке L₂ напряжение, которое через конденсатор C₁ и соединительную линию попадает на вход аппаратуры связи. Ток промышленной частоты, проходящий через конденсатор связи, мал (от десятков до сотен миллиампер), и падение напряжения на обмотке фильтра присоединения не превышает не­скольких вольт. При обрыве или плохом контакте в цепи фильтра присоединения он может оказаться под полным напряжением линии, и поэтому в целях безопасности все работы на фильтре производят при заземлении нижней обкладки конденсатора специальным заземляющим ножом (ЗН - рисунок 11.1).

Согласованием входного сопротивления ВЧ аппара­туры связи и линии достигают минимальных потерь энергии ВЧ сигнала. Согласование с воздушной линией (ВЛ), имеющей сопротивление 300-450 Ом, не всегда удается выполнить полностью, так как при ограниченной емкости конденсатора связи фильтр с характеристиче­ским сопротивлением со стороны линии, равным харак­теристическому сопротивлению ВЛ, может иметь узкую полосу пропускания. Для получения нужной полосы про­пускания в ряде случаев приходится допускать повышен­ное (до 2 раз) характеристическое сопротивление филь­тра со стороны линии, мирясь с несколько большими потерями вследствие отражения. Фильтр присоединения, устанавливаемый у конденсатора связи, соединяют с аппаратурой высокочастотным кабелем. К одному ка­белю может быть подключено несколько высокочастот­ных аппаратов. Для ослабления взаимных влияний меж­ду ними применяют разделительные фильтры (РФ).

Каналы системной автоматики - релейной защиты и телеотключения, которые должны быть особо надежны, требуют обязательного применения разделительных фильтров для отделения других каналов связи, работаю­щих через общее устройство присоединения.

Для отделения ВЧ тракта передачи сигнала от обо­рудования высокого напряжения подстанции, которое может иметь низкое сопротивление для высоких частот канала связи, в фазный провод линии высокого напря­жения включается высокочастотный заградитель (ВЗ). Высо­кочастотный заградитель состоит из силовой катушки (реактора), по которой проходит рабочий ток линии, элемента настройки, присоединяемого параллельно ка­тушке, и защитного устройства. В качестве защитного устройства в составе выпускаемых используются ограничители перенапряжения (ОПН). Высокочастотный заградитель необходим для исключения шунтирования ВЧ сигнала обмоткой силового трансформатора.

Силовая катушка заградителя с элементом на­стройки образуют двухполюсник, который имеет доста­точно высокое сопротивление на рабочих частотах. Для тока промышленной частоты 50 Гц заградитель имеет очень малое сопротивление. Находят применение за­градители, рассчитанные на запирание одной или двух узких полос (одно- и двухчастотные заградители) и одной широкой полосы частот в десятки и сотни кило­герц (широкополосные заградители). Последние полу­чили наибольшее распространение, несмотря на мень­шее сопротивление в полосе заграждения по сравнению с одно- и двухчастотными. Эти заградители дают воз­можность запирать частоты нескольких каналов связи, подключенные к одному и тому же проводу линии. Высо­кое сопротивление заградителя в широкой полосе частот можно обеспечить тем легче, чем больше индуктивность реактора. Получить реактор с индуктивностью в несколь­ко миллигенри сложно, так как это приводит к значи­тельному увеличению размеров, массы и стоимости за­градителя. Если ограничить активное сопротивление в по­лосе запираемых частот до 500-800 Ом, что достаточно для большинства каналов, то индуктивность силовой ка­тушки может быть не более 2 мГ.

Заградители выпускаются с индуктивностью от 0,25 до 1,2 мГ на рабочие токи от 100 до 2000 А. Рабочий ток заградителя тем выше, чем выше напряжение линии. Для распределительных сетей выпускают заградители на 100-300 А, а для линий 330 кВ и выше наибольший рабочий ток заградителя 2000 А.

 

40 Измерения и учет на подстанциях

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.

В зависимости от характера объекта и структуры его управле­ния объем контроля и место установки контрольно-измеритель­ной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут уста­навливаться на главном щите управления (ГЩУ), блочном щите управления (БЩУ) и центральном щите (ЦЩУ) на электро­станциях с блоками генератор - трансформатор и на местных щитах.

Наибольшее количество измерительных приборов необходи­мо в цепи мощных генераторов, где осуществляется контроль за нагрузкой во всех фазах, за активной и реактивной мощнос­тью, ведется учет выработанной электроэнергии, а также кон­тролируются ток и напряжение в цепи ротора и в цепи возбу­дителя. Кроме показывающих приборов, устанавливаются реги­стрирующие (самопишущие) приборы: ваттметры в цепи ста­тора генератора для контроля за активной мощностью, ампер­метры и вольтметры. Кроме того, в цепи каждого генератора предусматриваются датчики активной и реактивной мощности UP, UQ, которые передают значение измеряемого параметра к суммирующим ваттметру и варметру на ЦЩУ или ГЩУ, к уст­ройствам телемеханики.

На межсистемных линиях 330-500 кВ контролируются токи в каждой фазе, так как выключатели 330-500 кВ имеют пофазное управление и перетоки активной и реактивной мощности. Кроме того, на подстанции устанавливаются осциллографы, записыва­ющие фазные напряжения трех фаз, токи трех фаз, напряжение нулевой последовательности и т.д. Эти записи позволяют выяс­нить картину того или иного аварийного режима.

Термин " АСКУЭ" расшифровывается также как:

- автоматизированная система коммерческого учета энергии (электроэнергии);

- автоматизированная система контроля (учета) и управления энергопотреблением (электропотреблением, электроснабжением);

- автоматизированная система контроля и учета энергоресурсов.

АСКУЭ предназначена для измерений, считывания, обработки, хранения и отображения данных о потребленной электроэнергии и мощностных нагрузках потребителей. Система позволяет измерять как активную, так и реактивную энергию в прямом и обратном направлении.

В автоматизированной информационно-измерительной системе коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) автоматизация учета электроэнергии имеет место на всех этапах, от производства до потребления.

Основное назначениеАИИС КУЭ - в разумных интервалах времени собрать в центрах управления все данные о потоках электроэнергии на всех уровнях напряжения и обработать полученные данные таким образом, чтобы обеспечить составление отчётов за потребленную или отпущенную электроэнергию (мощность), проанализировать и построить прогнозы по потреблению (генерации), выполнить анализ стоимостных показателей и, наконец, самое важное - произвести расчёты за электрическую энергию.

Основную цель - получение достоверной информации о параметрах, режиме и объеме электропотребления - решает автоматизированная информационно-измерительная система потребления электроэнергии (АИИС).

Первичной задачей АИИС КУЭ является измерение, сбор, обработка, накопление, отображение и документирование данных о полученной, переданной, распределенной и отпущенной энергии.

Состав АИИС КУЭ:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН);

- вторичные цепи, от трансформаторов тока и напряжения до счётчиков;

- счётчики электроэнергии;

- каналы связи, от счётчиков до устройства сбора и передачи данных;

- промышленные контроллеры - устройства сбора и передачи данных (УСПД);

- каналообразующее оборудование между УСПД, информационно-вычислительным комплексом (ИВК) и центром сбора информации (ЦСИ);

- сервер сбора, обработки и хранения информации;

- устройство приёма сигналов точного времени и синхронизации системы;

- автоматизированные рабочие места (АРМ);

- оборудование для передачи информации от центра сбора АИИС в вышестоящие организации;

- специализированное программное обеспечение центра сбора и программное обеспечение для параметрирования электросчётчиков, контроллеров или УСПД;

- переносной компьютер с комплектом специализированных программ и соединительных кабелей для параметрирования и диагностики электросчётчиков.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- телеизмерения интегрированные (ТИИ) 1-30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;

- телеизмерения текущие (ТИТ) активной и реактивной мощности, напряжения, тока и частоты сети по каждой фазе для диспетчерского персонала электростанций;

- автоматический сбор привязанных к единому астрономическому времени данных измерений с дискретностью: ТИИ – 1-30 мин;

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета;

- хранение данных измерений и результатов диагностики технических средств, а также информации о внешних событиях, влияющих на измерения в специализированной базе данных, отвечающей требованиям повышенной защищенности от потери данных и от несанкционированных действий (НСД);

- контроль достоверности и восстановление данных

- представление доступа к базе данных, передачу коммерческой и контрольной информации;

- защиту оборудования, программного обеспечения и данных от НСД;

- диагностику, мониторинг и статистику ошибок и сбоев при функционировании технических средств АИИС КУЭ;

- мониторинг и регистрацию событий в АИИС КУЭ на уровне ИВК (событий счетчиков, УСПД, действий персонала, нарушений в системе информационной защиты, сбоев и т.д.);

- перезапуск АИИС КУЭ;

- конфигурирование АИИС КУЭ.

Архитектура АИИС КУЭ. Как правило, АИИС имеет три уровня:

Первый уровень включает в себя измерительно-информационный комплекс точки учета (ИИК ТУ). Выполняет функцию проведения измерений в точке учета электроэнергии, обеспечивает web-доступ к информации по данной точке.

Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ). Выполняет функции сбора и обработки результатов измерений, диагностики средств измерений в пределах одной электроустановки, обеспечивает web-доступ к данной информации, представляет данные в виде электронных документов, осуществляет хранение документов и их передачу на уровень ИВК.

Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Предназначен для сбора, обработки и хранения коммерческой информации, поступающей из различных источников, предоставления web-доступа к этой информации. Осуществляет ведение интегрированной базы данных системы, реализует алгоритмы математического обеспечения коммерческого учета (расчет учетных показателей, контроль достоверности результатов измерений), обеспечивает обмен данными с внешними системами, выполняет сквозной постоянный мониторинг состояния АИИС КУЭ, предоставляет пользовательский интерфейс для визуализации данных и выполнения управляющих функций, обеспечивает комплексную защиту информации в системе.

Использование АИИС КУЭ для нужд коммерческого учета электроэнергии предприятия создает многофункциональный инструмент для успешных торгов на оптовом рынке электроэнергии и обеспечивает контроль за технологическими режимами потребления электроэнергии и получение в автоматическом режиме баланса. Дальнейшее развитие системы в рамках отдельных электростанций дает возможность объединить учет всех энергоносителей и контроль/управление технологического процесса на всех этапах производства электрической энергии.

Более подробная информация о различных вариантах выполнения приводится на сайте электроэнергии (АСКУЭ) на базе электросчетчиков Ф669 производства ОАО "Ленинградский электромеханический завод".

 

 

Дополнительный вопросы (на "хорошо" и "отлично")

 

1 Подстанция (определение); типы подстанций

Электри́ческая подста́нция — электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств

Классификация подстанций

Функционально

Делятся на трансформаторные и преобразовательные:

Трансформаторные подстанции - подстанции, предназначенные для преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого напряжения при помощи трансформаторов.

Преобразовательные подстанции - подстанции, предназначенные для преобразования рода тока или его частоты.

Электрическое распределительное устройство, не входящее в состав подстанции, называется распределительным пунктом. Преобразовательная подстанция, предназначенная для преобразования переменного тока в постоянный и последующего преобразования постоянного тока в переменный исходной или иной частоты называется вставкой постоянного тока.

По значению в системе электроснабжения

Делятся на главные понизительные подстанции, подстанции глубокого ввода, тяговые подстанции для нужд электрифицированного транспорта, трансформаторные подстанции 10(6) кВ (ТП). Последние называются цеховыми подстанциями в промышленных сетях, городскими - в городских сетях.

По месту размещения

Делятся на открытые и закрытые.

Открытой подстанцией называется подстанция, оборудование которой расположено на открытом воздухе. Закрытой - подстанция, оборудование которой расположено в здании.

Электроподстанции могут располагаться на открытых площадках, в закрытых помещениях (ЗТП - закрытая трансформаторная подстанция), под землёй и на опорах (МТП - мачтовая трансформаторная подстанция), в специальных помещениях зданий-потребителей. Встроенные подстанции — типичная черта больших зданий и небоскрёбов.

---

Дата добавления: 2019-11-25; просмотров: 508; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!