Принципы проектирования электроэнергетической системы и сети

лекция 1-2
Принципы проектирования ЭЭС и С

Эволюция традиционных методов проектирования (кустарный, чертежный) позволили сформировать последовательность этапов так называемого инженерного и архитектурного проектирования. За различной и несколько условной терминологией, принятой в этих двух областях деятельности, проглядывается

Оценка осуществимости. Отыскание комплекса поддающихся осуществлению концепций

1. Зарождение идеи

2. Возможность осуществления

3. Эскизное предложение

Эскизное проектирование. Отбор и разработка оптимальной концепции. Принципиальное решение планировок

Рабочее конструирование. Инженерное описание конструкций. Рабочее проектирование

Планирование. Оценка и изменение концепции в соответствии с требованиями производства, сбыта, эксплуатации и ликвидации использованного изделия. Производственная информация. Спецификация материалов. Сбор заявок на подряды. Организация строительства. Строительные работы. Завершение работ. Обратная связь.

Наблюдается явное сходство методик. В обоих случаях начинается (этап 1) с восприятия информации. На ее основе быстро выстраивается некоторый комплекс альтернативных решений изделия в целом. На этапе 2 нужно отобрать одно из этих решений для дальнейшей разработки. Когда эта конструкция продумана настолько, что удовлетворяет главного конструктора, начинается рабочее конструирование, во время которого работу параллельно ведет много людей (этапы 3 и 4). Чтобы определить сильные и слабые стороны традиционных методов, попытаемся ответить на четыре принципиальных вопроса:

1. Как решаются сложные задачи при традиционном проектировании?

Из наблюдений о характере творческого мышления можно сделать вывод, что основной метод решения сложных задач заключается в их преобразовании в более простые, и сложность создания проекта преодолевается путем выбора временного решения в качестве средства для оперативного исследования как ситуации, которой должен удовлетворять проект, так и взаимосвязей и зависимостей между составными частями конструкций.

2. В каком отношении современные задачи проектирования сложнее традиционных?

Одним из явных признаков того, что нам нужны более современные методы проектирования и планирования, являются крупные неразрешенные проблемы, возникшие в связи с применением искусственно созданных предметов. Эти недостатки нельзя считать ошибкой природы или "бичом божьим " и пассивно мириться с ними, напротив, их можно рассматривать как результат человеческого неумения предвидеть ситуации, которые возникают в результате появления проектируемого человеком изделий. В современных условиях проектирования проектировщики сталкиваются с рядом дополнительных осложнений, которые не встречались им.

Внешние осложнения

Перенос технических решений, т.е. планомерный поиск в отдаленных отраслях технологий, таких как изобретения и разработки, которые позволяют решать данную задачу проектирования.

Возможность возникновения побочных эффектов при использовании нового разрабатываемого изделия, которую необходимо прогнозировать на ранней стадии проектирования, когда еще можно изменить конструкцию изделия и организацию системы.

Применение единых стандартов для обеспечения совместимости изделий взаимодействующих систем.

Чувствительность к совпадениям, часто возникающая в тех случаях, когда один и тот же человек использует изделия, принадлежащие двум различным системам. Невозможность устранения крупных несоответствий между изделиями без реорганизации всей системы отношений и коренного преобразования изделий, которое позволяло бы перераспределять функции.

Внутренние осложнения

Постоянный рост капиталовложений, необходимых для получения существенного экономического эффекта от новой конструкции. Трудность приложения сведений, заимствованных из посторонних источников, к имеющейся задаче проектирования без нарушения внутреннего равновесия между частями конструкций, которые удалось добиться на предыдущей стадии проектирования. Крайняя сложность определения рациональной последовательности принятия решений, когда поток новых потребностей, новых технологических процессов и новых идей непрерывно изменяет систему отношений между параметрами решения.

3. Какие межличностные барьеры мешают решению современных задач проектирования?

Коллективное проектирование

Существует множество сложных объектов – автомобили, больницы или ракетные системы, при проектировании которых принципиальные решения принимаются коллективно и не могут быть приняты единолично.

Межличностные трудности проектирования можно преодолеть, если найти способ объединения усилий бригады проектировщиков, и эти трудности сильно возрастают, если необходимое изменение проекта идет вразрез с интересами тех, кто признан сотрудничать в этом деле. Для преодоления этих трудностей каждому члену группы нужно выделить роль, соответствующую его компетентности в каждом из рассматриваемых вопросов. Но как это сделать, если никто из присутствующих не может судить о знаниях других членов группы или о том, насколько эти знания существенны или несущественны для принятия правильного решения. И это не единственное затруднение, которое возникает, когда бригада проектировщиков, состоящая из представителей различных профессий с различными интересами, ищет решение задачи на уровне системы, причем задача не может быть решена без преобразования и упрощения существующих зависимостей между переменными, а для этого пришлось бы отказаться от существенных конструктивных решений и создать новые комплексы изделий, лучше увязанных друг с другом.

Рассмотрим межпрофессиональные и межличностные препятствия, возникающие при необходимости проведения проектных работ одновременно на уровне систем и на уровне изделий. Информация, полезная для варианта А проекта Информация, которой располагает бригада проектировщиков Информация, полезная для варианта С проекта Информация, полезная для варианта В проекта. Информационность проекта различными группами проектировщиков

Заказчики

Заказчики, финансирующих разработку новой системы, чаще всего имеют слишком узко направленную материальную заинтересованность и обладают недостаточным влиянием на других операторов системы, с которыми приходится сотрудничать, и проектировщики получают краткое техническое задание, отражающие интересы заказчика на данный момент. В ответ проектировщиками могут быть выдвинуты встречные предложения, по мнению проектировщиков улучшающие или повышающие эксплутационные характеристики, обрисованы принципиально новые виды изделий, необходимые для осуществления этих идей.

лекция 3-4.
Электрооборудование электрических сетей и области его применения
электрические коммутационные аппараты

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:

- надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);

- быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения;

- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

- возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ и выше;

- легкость ревизии и осмотра контактов;

- взрыво- и пожаробезопасность;

- удобство транспортировки и эксплуатации.

Выбор выключателей производят по следующим параметрам:

напряжению Uном > Uсет. ном;

длительному току Iном > Iнорм. расч;

Проверку выключателей следует производить на симметричный ток отключения Iоткл. ном > Iп. τ., Iп. τ – периодическая составляющая тока.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ

iа. ном = √2∙βнорм∙Iоткл. ном / 100 ≥ iа. τ,

где iа. ном – номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени τ; βнорм – нормированное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе,% (рис.4.33 Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций); iа. τ – апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов; τ – наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов

τ = tз min + tс. в,

где tз min= 0,01 с – минимальное время действия релейной защиты; tс. в. – собственное время отключения выключателя.

Если условие Iп. τ ≤ Iоткл. ном соблюдается, а iа. τ > iа. ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:

√2∙Iоткл. ном (1+βнорм / 100) ≥ √2∙Iп. τ+ iа. τ.

По включающей способности проверка производится по условию

iвкл ≥ iуд; Iвкл ≥ Iп0,

где iвкл ─ наибольший пик тока включения; iуд ─ ударный ток КЗ в цепи выключателя; Iвкл ─ номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей); Iп0 ─ начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя. Заводами-изготовителями соблюдается условие iвкл = 1,8∙√2∙Iвкл, где kуд = 1,8 ─ ударный коэффициент, нормированный для выключателей. Проверка по двум условиям необходима потому, что для конкретной системы kуд может быть более 1,8.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

iпр. скв ≥ iуд; Iпр. скв ≥ Iп0,

где iпр. скв ─ наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу; Iпр. скв ─ действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ (по каталогу).

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

I²тер tтер ≥ Вк,

где Iтер ─ ток термической стойкости по каталогу; tтер ─ длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с; Вк ─ тепловой импульс тока КЗ по расчету. Если tоткл ≤ tтер, то условие проверки:

I²тер tоткл ≥ Вк.

В курсовом проекте следует отдавать предпочтение вакуумным выключателям для напряжений до 35 кВ, а для напряжений 110 кВ и выше – элегазовым выключателям

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, и который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт.

Разъединители по числу полюсов могут быть одно - и трехполюсными, по роду установки - для внутренней и наружной устновки, по конструкции – рубящего, поворотного, катящегося, пантографического и подвесного типов. По способу установки различают разъединители с вертикальным и горизонтальным расположением ножей.

Выбор разъединителей и отделителей производится:

по напряжению установки Uном > Uсет. ном;

длительному току Iном > Iнорм. расч;

по конструкции, роду установки; по электродинамической стойкости

iпр. скв ≥ iуд; Iпр. скв ≥ Iп0;

по термической стойкости

I²тер tтер ≥ Вк.

лекция 5-6
Электрооборудование электрических сетей и области его применения
измерительные трансформаторы тока и напряжения

Трансформаторы тока выбираются:

по напряжению установки Uном > Uсет. ном;

длительному току Iном > Iнорм. расч;

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

по конструкции и классу точности;

по электродинамической стойкости:

где - ударный ток к. з. по расчету; - кратность электродинамической стойкости по каталогу; ном - номинальный первичный ток трансформатора тока.

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

по термической стойкости

где - тепловой импульс по расчету; - кратность термической стойкости по каталогу; - время термической стойкости по каталогу;

по вторичной нагрузке

где - вторичная нагрузка трансформатора тока; - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Рассмотрим подробнее выбор трансформаторов тока по вторичной нагрузке. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтомуВторичная нагрузка состоит из сопротивления

приборов" соединительных проводови переходного сопротивления контактов

Сопротивление приборовопределяется по выражению

где - мощность, потребляемая приборами; - вторичный

поминальный 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

откуда

Зная, можно определить сечение соединительных проводов

где - удельное сопротивление материала провода. Провода с медными жилами= 0,0175) 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 (=0,0283); - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока (рис.4-98).

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

Линии 6-10 кВ к потребителям 4-6

Все цепи РУ:

35 кВ 60-75

110 кВ 75-100

220 кВ100-150

330-500 кВ150-175

Синхронные компенсаторы 25-40

В качестве соединительных проводов применяются 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 2,5 мм2 для алюминиевых жил и 1,5 мм2 для медных жил. Сечение больше 6 мм2 обычно не применяется.

В курсовом проекте следует предусматривать современные трансформаторы тока с отдельными обмотками для коммерческого учета электроэнергии и устанавливать их только в тех местах, где предполагается организация этого учета.

Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются: по напряжению установки

по конструкции и схеме соединения обмоток; по классу точности; по вторичной нагрузке

где - номинальная мощность в выбранном классе точности; при этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме открытого треугольника - удвоенную мощность одного трансформатора; - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, В - А.

Для упрощения расчетов нагрузку приборов можно не разделять по фазам, тогда

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливают второй трансформатор напряжения и часть приборов присоединяют к нему.

Сечение проводов в цепях трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере напряжения. Согласно ПУЭ потеря напряжения от трансформаторов напряжения до расчетных счетчиков должна быть не более 0,5%, а до щитовых измерительных приборов - не более 1,5% при нормальной нагрузке.

Для упрощения расчетов при учебном проектировании можно принимать сечение проводов по условию механической прочности 1,5 мм2 для медных жил и 2,5 мм2 для алюминиевых жил.

В курсовом проекте следует выбирать антирезонансные трансформаторы напряжения.

лекции 7–9
Комплектные распределительные устройства
трансформаторы комплектных подстанций

На подстанциях следует устанавливать трансформаторы с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (с устройствами РПН). Как правило, при наличии потребителей 1 и 2 категории надежности электроснабжения устанавливаются два трансформатора. Большее количество трансформаторов (одного напряжения) на подстанциях в отечественной проектной практике не применяют.

При выборе мощности трансформаторов двухтрансформаторных подстанций следует исходить из их допустимой правилами технической эксплуатации перегрузочной способности: масляный трансформатор способен в течение двух часов нести перегрузку 30%. Тогда формула для выбора номинальной мощности каждого из трансформаторов, устанавливаемых на двухтрансформаторной подстанции, следующая

Необходимо иметь ввиду, что отраслевые требования могут более жесткими: так, например, для подстанций предприятий нефтехимического комплекса может быть задано, что трансформатор в аварийных режимах должен работать с нагрузкой, не превышающей его номинальную мощность.

Трехобмоточные трансформаторы используются для связи сети среднего напряжения 35 кВ с сетью более высокого напряжении 110 – 220 кВ. Обмотка низшего напряжения выполняется на 6 – 10 кВ.

Автотрансформаторы используются для связи электрических сетей, когда на средней стороне автотрансформатора напряжение не ниже 110 кВ. Следует иметь ввиду, что трансформаторная обмотка автотрансформатора выполняется на мощность меньшую, чем его номинальная мощность: она может составлять 50%, 40%, 25%.

Такое избирательное применение трансформаторов и автотрансформаторов связано с режимом заземления нейтралей в электрических сетях. Сети напряжением 35 кВ работают с изолированной нейтралью, а нейтраль у автотрансформаторов обязательно заземляется, что и обусловливает вследствие электрической связи между обмотками среднего и высшего напряжения их применение для связи вышеуказанных напряжений.

Со стороны выводов низшего напряжения трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов могут устанавливаться линейные регуляторы. По принципу работу – это трансформатор, номинальный коэффициент трансформации которого равен 1. Поскольку в автотрансформаторах устройство РПН устанавливается со стороны обмотки среднего напряжения, то для выдерживания необходимого напряжения с его низшей стороны можно использовать дополнительный регулировочный аппарат – линейный регулятор.

комплектные блочные трансформаторные подстанции напряжением 35 – 220 кВ

Комплектные трансформаторные подстанции блочные (КТПБ) выпускаются на напряжение 35 – 220 кВ. Они могут стационарными или передвижными на салазках. Последние выпускаются для нефте - и газодобывающих отраслей, стройиндустрии, горнодобывающей промышленности. Конструкция подстанций предусматривает установку высоковольтного электрооборудования без железобетонных элементов. Трансформаторы устанавливаются мощностью от 1 до 125 МВА. Распределительные устройств (РУ) выполняются открытыми (ОРУ).

В состав КТПБ входят: силовые трансформаторы; линейные регулировочные трансформаторы (устанавливаются при необходимости независимого регулирования напряжения на стороне НН, так как РПН силового трансформатора регулирует напряжение на стороне СН); ОРУ; КРУН 6-10 кВ; жесткая и гибкая ошиновка; кабельные конструкции; общеподстанционное устройство (ОПУ); осветительные устройства; фундамент; молниезащита и заземление; ограда. ОРУ на все напряжения выполняется из унифицированных транспортабельных блоков, состоящих из металлического несущего каркаса со смонтированным на нем высоковольтным оборудованием. РУНН выполняется либо как КРУН, либо в модульных зданиях с КРУ внутренней установки. В ОПУ устанавливаются релейные шкафы. В настоящее время освоен выпуск РУ-35 кВ с комплектными распределительными устройствами.

Комплектные распределительные устройства (КРУ) предназначены для работы в РУ сетей трехфазного переменного тока с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью. КРУ набираются из отдельных камер, в которые встроены электротехническое оборудование, устройства РЗ и автоматики, измерительные приборы и т.п.

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

– стационарного исполнения;

– выкатного исполнения;

– моноблоки, заполненные элегазом.

В КРУ стационарного исполнения коммутационные аппараты, трансформаторы напряжения (ТН) и трансформаторы собственных нужд (ТСН) небольшой мощности устанавливаются в камерах неподвижно. Однако необходимо отметить, что появились современные камеры (например "Аврора"), которые позволяют выкатывать выключатели (вакуумные, элегазовые) на специальные тележки, что делает их в этом отношении сравнимыми с КРУ выкатного исполнения.

В КРУ выкатного исполнения вышеперечисленное оборудование устанавливается на выкатных тележках.

Моноблок представляет собой компактное распределительное устройство на 3 – 5 присоединений, заполненное элегазом, предназначенное для небольших распределительных пунктов и РУВН трансформаторных подстанций 6 – 20 кВ.

КРУ выпускаются для внутренней (внутри здания, в том числе модульного) и наружной установки.

Для каждой серии КРУ заводом-изготовителем предлагается сетка первичных соединений камер (схемы электрических соединений главных цепей). Помимо этого, предлагаются типовые схемы цепей релейной защиты и автоматики. Без указания номера схемы вторичных цепей в опросном листе завод-изготовитель не сможет скомплектовать отсек релейной защиты в ячейке КРУ. Ниже будут приведены примеры сетки первичных соединений КРУ.

По новым правилам в КРУ должна предусматриваться защита (ДЗ) от дуговых замыканий. Существуют два наиболее распространенных типа ДЗ: фототиристорная и клапанная. Принцип действия первой основан на контроле светового потока, появляющегося в момент возникновения дуги, с помощью фототиристоров. При этом чувствительный спектр фототиристоров не совпадает со спектром естественного или искусственного освещения, что исключает ложное срабатывание защиты. Размещение фотоэлементов в разных отсеках камер позволяет избирательно выявлять место повреждения и правильно организовать действие РЗ. В последнее время фототиристоры заменяют более надежными волоконно-оптическими кабелями, что позволило повысить надежность действия ДЗ (камеры КСО "Аврора").

Клапанная защита (на чертежах РЗ называется газовой защитой) реагирует на увеличение давления внутри объема ячейки, возникающего при горении дуги, что приводит к срабатыванию выхлопного клапана. Недостаток: низкая чувствительность.

Также во многих КРУ устанавливаются специальные камеры дуговой защиты по концам секций сборных шин, служащие для выявления дуговых замыканий на шинах и быстрейшого их отключения.

Камеры всех серий снабжены блокировками, исключающими ошибочные действия обслуживающего персонала с коммутационными аппаратами, что создает безопасные условия эксплуатации камер.

кру стационарного исполнения внутренней установки напряжением 10 (6) кв

Данные КРУ применяются на подстанциях с простыми схемами первичных соединений при небольшом числе присоединений. Они отличаются простотой конструкции, имеют меньшую глубину шкафа, низкие стоимость и металлоемкость по сравнению с КРУ выкатного исполнения. Обычно КРУ стационарного исполнения называют КСО – камерами сборными одностороннего обслуживания.

Принципиально из камер КСО можно скомплектовать РУ на любое число присоединений, но при этом возрастают токи вводов и сборных шин, что приведет к изменению размеров камер КСО. Также в связи с максимально возможным уменьшением габаритов камер последние рассчитаны на ток электродинамической стойкости не более 51 кА, что соответствует применению выключателей на ток отключения 20 кА.

Промышленностью выпускаются следующие КСО:

– КСО серии 300 с выключателями нагрузки: КСО-366; КСО-366М; КСО-386; КСО-392; КСО-399; КСО-301; КСО-302; КСО-3СЭЩ и др;

– 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" и др;

– серии КРУ/TEL.

В камерах стационарного исполнения сборные шины располагаются, как правило, открыто в верхней части камеры. Для обеспечения безопасности обслуживания в КСО серии 300 предусмотрены инвентарные перегородки, которые используются для ограждения пространств сборных шин на время производства работ внутри камер. В КСО серии 200 камера разделяется на отсеки: сборных шин, выключателя, линейного (кабельного), релейной защиты, сигнализации и управления.

Принципиально новые конструктивные решения имеют камеры модульного исполнения серии КРУ/TEL на токи 400 А и 630 А, где в одной камере устанавливается и соединяется между собой несколько модулей. Камеры имеют небольшие габаритные размеры, медные изолированные сборные шины.

В табл.4.1. и 4.2. приведены технические данные по КСО серий 300 и 200.

Таблица 4.1. Технические характеристики камер КСО серии 300

Параметр	КСО-366	КСО-366М	КСО-386	КСО-399	КСО-3 СЭЩ
Производ-ль	ЗАО "ПОИЗНУ"	ALSTOM СЭВ3	ЗАО "ПОИЗНУ"	КЭМОНТ	СЭЩ
Назначение	Для приема и распределения электроэнергии на объектах электроснабжения
Номин. нап-ряжение, кВ	6,0; 10 кВ
Номинальный ток главных цепей, А	400; 630	400; 630	400; 630	200; 400; 630	630
Номинальный ток ВН при 0,7, А	400	400; 630	630
Номин. ток откл/вкл нагрузки, А	400	400; 630	400; 630	400; 630	630
Номин. ток камер с предохранит., А	20; 31,5; 50; 80; 100	16; 20; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100; 160(6 кВ)	20; 31,5; 50; 80; 100	20; 32; 40; 50; 80; 100; 160
Ток термич. стойкости, кА	10	20	16	10	20
Время протекания тока терм. ст-сти, с	4	1	1	4	1
Ток электродин. стойкости, кА	41	51	41	41	51
Тип выключа - теля нагрузки	ВНРп, ВН, ВНА	ВН	ВНПпМ1; ВНПзМ1	ВНА-10; 3SJ2161
Тип разъединит.	РВ; РВЗ	Р; РВ; РВЗ	РВ; РВЗ	(SIEMENS)
Тип предохранит.	ПКТ	ПКТ; ПКН; ПКЭ	ПКТ; ПКН	ПКТ; ПКН
Тип тр-тора тока	ТОЛ	ТЛК	ТОЛ	ТОЛ
Тип транс-форматора напряжения	НОМ; НАМИ	НАМИ; НОМ; ЗНОЛ	3хЗНОЛ; НОЭЛ; НОЛ.08	НОМ; НАМИ
Тип разрядника	РВО	РВО	РВО	РВО
Тип ОПН	----	ОПНР	----	----
Габаритные размеры (ширинах глубинах высота), мм	500–1000х1000х2080	1000х1000х х 2080	500–800х х 800х1900– –2550	----	600 х800 х Х2086

Таблица 4.2. Технические характеристики камер КСО серии 200

Параметр	КСО-292	КСО-298	КСО-2001	КРУ/TEL	КСО-6(10) - Э1
1	2	3	4	5	6
Производитель	"Электрощит", Москва	Таврида Электрик	ПО "Элтехника"
Назначение	Для приема и распределения электроэнергии на объектах электроснабжения
Номин. нап-ряжение, кВ	6,0; 10 кВ
Номин. ток сборных щин, А	630; 1000; 1600	630; 1000	630; 1000	630	630; 1000
Номинальный ток главных цепей, А	400; 630; 1000; 1600	400; 630; 1000	400; 630; 1000	200; 400; 630	400; 630; 1000
Номинальный ток выключателя, А	400; 630; 1000	400; 630; 1000	400; 630; 1000	630	400; 630; 1000
Номинальный ток отключения выключателя, кА	20	20	12,5; 20	20	12,5; 20
Номинальный ток ВН при 0,7; А	630			----	400; 630
Номин. ток откл/вкл нагрузки, А	400; 630		1000	----	400; 630
Номин. ток камер с предохранит., А	2; 3; 5; 8; 10; 16; 20; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100	2; 3; 5; 8; 10; 16; 20; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100; 160	2; 3,2; 5; 8; 10; 16; 20; 31,5– –160	----	4; 6,3; 10; 16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100
Ток термич. стойкости, кА	20	20	12,5; 20	20	12,5; 16; 20
Время протекания тока терм. ст-сти, с	3	3	3	3	2
Ток электродинамической стойкости, кА	51	51	31,5; 51	51	31,5; 40; 51
Тип вакуумного выключателя	ВВТЭ-10 3АН5 BB/TEL	BB/TEL ВВБЭС	BB/TEL; ЭВОЛИС; ВБЭМ	BB/TEL	BB/TEL
Тип элегазового выкл-ля	----	----	LF1	----	----
Тип выключателя нагрузки	----	ВНР; ВНРп; ВНП	ВНП	----	IML
Тип вакуумно- го контактора	----	----	КВТ-10	----	----
Тип разъединителя	РВ; РВФЗ; РВЗ (с прив. ПР-10)	РВ; РВФЗ; РВЗ (с ПР-10)	РВ; РВЗ; РВФ; РВФЗ (с ПР-10)	Фирмы Таврида Электрик	SML; SVR/ti
Тип предохра-нителя	ПКТ; ПКН	ПКТ; ПКН;	ПКТ; ПКН; ПКЭ	----	Фирмы "Sibo"
Тип трансформатора тока	ТОЛ	ТПОЛ	ТОЛ; ТПОЛ; ТЗЛМ; ТДЗЛК-0,66	ТПВ; ТСОА; ТЗЛМ	ТЗЛМ
Тип транс-форматора напряжения	НАМИ; ЗНОЛ	НАМИТ; НОЛ.08	НОМ; НАМИ; ЗНОЛ	Y12G	НОЛ; НАМИ
Тип трансформатора СН	ТМГ-25; ТМГ-40	ТСКС-40; ТМ-25; ОЛС	ТСКС
Тип разрядника	----	РВО; РВРД	РВО; РВРД	----	----
Тип ОПН	ОПН	ОПНР	ОПН	ОПН-KP/TEL
Тип конденсаторов	----	КС	----	----	----
Устройство РЗиА	Электромеханические		Электромех. и микропроцесс.	Микропроцессорные
Вид управления	Местное, дистанционное (М, Д)			М, Д, телеуправление	М, Д
Наличие изоляции шин главных цепей	С неизолированными шинами главных цепей			С изолированными шинами
Вид линейных высоковольтных вводов	Кабельные и шинные			Кабельные
Габаритные размеры (ширинахглубинах высота), мм	1000х1100х2780	1000– –1200х1250х х 2880	750х1100х2650	510– –850х550х х 2000	300– –750х800х х2180–2380

КРУ выкатного исполнения внутренней установки напряжением 10 (6) кВ

КРУ выкатного исполнения предназначены для установки в РУ 10 (6) кВ трансформаторных подстанций, включая КТП с первичным напряжением 35 – 220 кВ. Основным их достоинством является быстрая взаимозаменяемость аппаратов, установленных на выкатной тележке, что особенно важно для крупных и ответственных установок. Отсутствие разъединителей и применение вместо них специальных скользящих контактов штепсельного типа позволяет повысить надежность камер у удобство их технического обслуживания. КРУ выкатного исполнения выпускаются для токов до 3150 А различных серий: К-59; К-63; К-61; К-61М; К-66; К-104М; К-105; К-ХХVI; К-XXVII; К-98; КРУ2-10; КМ1-КФ и т.д.

Промышленностью выпускаются КРУ с односторонним и двухсторонним обслуживанием. Применение КРУ одностороннего обслуживания обеспечивает возможность их размещения в помещениях РУ меньшей площади.

Камеры КРУ всех серий имеют жесткую конструкцию, в которую встроены токоведущие части, трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, ОПН и другое оборудование в соответствии со схемой камеры. Корпус камеры разделен на отсеки: отсек сборных шин, отсек выкатного элемента, линейный отсек, отсек РЗиА. На выкатных тележках размещаются высоковольтные выключатели, предохранители для подключения ТСН, разъединители на штепсельных контактах. Сборные шины могут размещаться как вверху, так и внизу камер. В последнем случае можно не выполнять кабельные каналы под камерами КРУ, а также непосредственно делать шинные вводы.

В КРУ выкатного исполнения в качестве коммутационных аппаратов применяются вакуумные, элегазовые и маломасляные выключатели. Одним из преимуществ элегазовых выключателей является низкий уровень коммутационных перенапряжений, исключающих возможность повреждения изоляции, а также коммутационная способность до 50 кА и электродинамическая стойкость до 128 кА, что позволяет их применять в сетях с большими токами короткого замыкания. Технические данные по некоторым КРУ выкатного исполнения приведены в табл.3.4, а сетка соединений – в табл.3.5.

Таблица 4.3. Технические характеристики камер КРУ выкатного исполнения

Параметр	К-104М	К-63	К-XXVI	К-104-КФ	КМ-1КФ
1	2	3	4	5	6
Производитель	"Электро-щит", Москва	"Электрощит", Самара	"Электрощит", Москва	КЭМОНТ	КЭМОНТ
Назначение	Для приема и распределения электроэнергии на объектах электроснабжения, в системах СН эл. станций	Для приема и распределения электроэнергии на объектах электроснабжения	Для приема и распределения электроэнергии на объектах электроснабжения	Для приема и распределения электроэнергии (применяются в основном для наружной установки в КРУН К-47 и К-59)
Климатич. исполнение	У3
Номин. напряжение, кВ	6,0; 10 кВ
Номин. ток сборных щин, А	1600; 2000; 3150	1000*4; 1600; 2000; 3150	2000; 3150	630; 800; 1000; 1250; 1600; 2000; 2500	630; 1000; 1600; 2000; 2500
Номинальный ток главных цепей, А	400; 630; 800; 1000; 1250; 1600	630; 1000; 1600	630; 1000; 1600	630; 1000; 1600	630; 1000; 1600
Номинальный ток выключателя, А	630 – 1600 (в зависимости от типа выключателя)	630 – 1600 (в зависимости от типа выключателя)	630; 1000; 1600	630	400; 630; 1000
Номин. ток отключения выключателя, кА вакуумного элегазового маломасляного	12,5; 20; 31,5; 40 16; 20; 31,5; 40; 50	12,5; 20; 31,55 255 ----	---- 20; 31,5 31,5	20; 31,5 ---- ----	20 ---- ----
Ток термич. стойкости, кА	12,5; 20; 31,5; 40; 50	12,5; 20; 31,5*5	20; 31,5	20	20
Время протекания тока терм. ст-сти, с	3	3	3	3	3
Ток электродинамической стойкости, кА	41; 51; 81; 128	51	51; 81*2	51	51
Номин. ток плавких вставок, А	80 (при 6 кВ) 20 (при 10 кВ)	----	----	----	----
Тип вакуумного выключателя	ЭВОЛИС; ВД-4	ВБЭМ; ВБПС; ВВЭ-М; ВБКЭ ВБТЭ; BB/TEL ЭВОЛИС;	ВБЭ	ЗАН5; BB/TEL
Тип элегазового выключателя	LF2; VF*3; HD4/GT; ВГП	----	LF2	----	----
Тип маломасляного выключателя	ВКЭ-М	----	ВМПЭ-М	----	ВМПЭ-М
Тип трансформатора тока	ТЛО (ТОЛ, ТЛК) – – 10-50/5-1500	ТЛК-10-30/5 - 1500/5	ТОЛ-10
Тип трансформатора тока нулевой последовательности	TLH, TSH-120; ТЗЛН; ТЗРЛ; ТЗЛЭ-125	ТДЛЗ-0,66	ТЗЛМ
Тип трансформатора напряжения	НАМИТ; ЗНОЛ.06; НОЛ.08	НАМИТ; ЗНОЛ.06; НОЛ.08
Тип трансформатора собственных нужд	ТСКС; ОЛС	ТСКС; ОЛС
Тип ограничителя перенапряжений	ОПН-РС/TEL; ОПН-П	ОПН-КР/TEL; ОПН-КС/TEL; ОПН-П
Устройство РзиА	С электромеханическим или микропроцессорным устройством			С микропроцессорным устройством
Вид обслуживания	Двухстороннее		Одностороннее	Двухстороннее
Исполнение	Для внутренней установки			Для внутренней и наружной установки
Вид управления	Местное, дистанционное
Габаритные размеры размер(ширинах хглубинах хвысота), мм	750х х1150–2305х х2900	750х х1250–1450х х2268	900х х1150х х2380	750(1125) х х1300х х1800(2240)	750(1125) х х1300х х1720(2040) *3

Примечания. *1Токи термической стойкости 40 кА и электродинамической стойкости 128 кА относятся к камерам с элегазовыми выключателями.

*2Для КРУ с трансформаторами тока на номинальные токи менее 600 А термическая и электродинамическая стойкость определяются стойкостью трансформатора тока.

*3Не рекомендуется к применению в новых КРУ.

*4КРУ со сборными шинами на ток 1000 А выполняются только на ток электродинамической стойкости 51 кА.

*5В зависимости от типа встраиваемого выключателя параметры уточняются.

лекции 10–13
Проектирование промышленных, сельских и городских подстанций

Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) в зависимости от конструктивного исполнения, принципиальных схем и оборудования могут быть промышленного типа, городского типа, блочные в бетонной оболочке (БКТПБ), модульные, наружного типа, киоскового типа, универсальные, шкафного типа, мачтовые. КТП промышленного типа выпускаются для внутренней установки, КТП остальных типов – для наружной установки.

КТП состоят из распределительного устройства высокого напряжения (РУВН), силового трансформатора, РУ низкого напряжения (НН), соединительных элементов ВН и НН, шинопроводов (при двухрядном расположении шкафов РУНН).

РУВН может быть выполнено

– без сборных шин в виде шкафа (отсека), называемого устройством ввода ВН (УВН) (практически все промышленные подстанции);

– со сборными шинами с камерами стационарного исполнения (КСО 300 серии, КСО "Аврора");

– со сборными шинами с моноблоком на несколько присоединений (БКТПБ).

Подстанции киоскового, шкафного, мачтового типов и универсальные выполняются только однотрансформаторными.

Ошиновка ввода и сборные шины ВН выполняются на номинальный ток трансформатора с учетом перегрузки 30%. Аналогично выбирается вводный автоматический выключатель НН.

На рис.7.1 показаны наиболее распространенные схемы подстанций 6 –10/0,4 кВ. Учитывая, что подстанции с высшим напряжением 10 кВ ничем не отличаются от подстанций на 6 кВ, в дальнейшем напряжение 6 кВ не упоминается. По схеме 7.1а подключаются трансформаторы, расположенные в пределах нескольких десятков метров от аппарата защиты – выключателя. Как правило, в этом случае трансформаторы располагаются в одном помещении с распределительным устройством 10 кВ.

По схеме рис.7.1б подключаются относительно маломощные подстанции. По схеме 7.1. в подключаются самые мощные трансформаторы, когда отсутствуют подходящие предохранители. Защита трансформатора в этом случае возлагается на выключатель, установленный в голове питающей линии. Большинство промышленных подстанций выполняется по схеме рис.7.1г. На низшей стороне устанавливаются низковольтные автоматические выключатели ("автоматы") на вводах. Для подключения линий распределительной сети используются как автоматы (на промышленных подстанциях), так и рубильники с предохранителями.

а б в г

Рис.7.1. Принципиальные схемы подключения трансформаторов подстанций со стороны высшего и низшего напряжений.

а – глухое подключение;

б – подключение через разъединитель и предохранитель;

в – подключение через выключатель нагрузки;

г – подключение через выключатель нагрузки и предохранитель.

На КТП устанавливаются специальные силовые трансформаторы, имеющие баки повышенной прочности, боковые выводы типа ТМЗ, ТСЗ, ТНЗ (без расширителей для масла) и ТМФ, ТСФ, ТНФ и др. с расширителями для масла. Предельная мощность трансформаторов КТП 6–10 кВ – 2500 кВА.

В трансформаторах типа ТМЗ, ТНЗ бак до конца жидким диэлектриком не заполняется, а для предотвращения его окисления воздухом остаток объема заполняется азотом ("азотная подушка"). При нагреве масло расширяется, "азотная подушка" сжимается и в баке создается повышенное давление. Поэтому трансформаторы данного типа должны быть герметичными и рассчитанными на избыточное давление.

Мощность трансформаторов двухтрансформаторных подстанций должна выбираться с учетом допустимой длительности перегрузки при отключении одного из трансформаторов. В соответствии с ПУЭ допускается перегрузка трансформаторов на 30% в течение 2 часов. Для промышленных подстанций при условии равномерного распределения нагрузки по площади цеха рекомендуются следующие условия выбора мощности трансформаторов

– при плотности нагрузки до 0,2 кВА/м2 – 1000, 1600 кВА;

– при плотности нагрузки до 0,2 – 0,5 кВА/м2 – 1600 кВА;

– при плотности нагрузки более 0,5 кВА/м2 – 1600, 2500 кВА.

В настоящее время трансформаторы 6–10/0,4 кВ мощностью 400 – 2500 кВА выполняются со схемами соединения обмоток "звезда - звезда". По условиям надежного действия защиты от однофазных коротких замыканий в сетях напряжением до 1 кВ и возможности подключения несимметричных нагрузок предпочтительным является соединение обмоток "треугольник – звезда". Для трансформаторов городских подстанций их мощность не превышает 1000 кВА. Рекомендуемые схемы соединения обмоток: "звезда – зигзаг" при мощности трансформаторов до 250 кВА включительно; "треугольник – звезда" при мощности 400 кВА и более.

Промышленные КТП, как правило, располагают внутри цехов, если нет ограничений по условиям среды или технологии. Так, на птицефабриках применяются отдельно стоящие КТП по условиям исключения звукового и электромагнитного воздействия на птиц. Не допускается размещать КТП с масляными трансформаторами выше второго этажа. В одном помещении допускается размещать не более 5 КТП.

В городских электрических сетях используют отдельно стоящие подстанции; подстанции, совмещенные с распределительными пунктами (РП) 6 – 10 кВ; встроенные и пристроенные подстанции, которые могут быть установлены в общественных зданиях при условии соблюдений требований ПУЭ. Не допускается применение встроенных и пристроенных подстанций в спальных корпусах школ, дошкольных учреждений и т.п., где уровень звука ограничен санитарными нормами.

Особенностью схем городских подстанций является использование ВН для распределения электроэнергии на стороне 10 кВ. На рис.7.2 показаны линии 10 кВ как с ВН, так и с предохранителями – конкретное решение принимается по условиям проекта. В вводных камерах трансформаторов ВН расположен со стороны сборных шин, в линейных ячейках – со стороны источника питания. Сделано это для того, чтобы можно было вынимать предохранители после снятия с них напряжения. Могут быть использованы и вакуумные выключатели.

В более сложных схемах применяется дополнительное резервирование со стороны 0, 4 кВ, выполняемое на вакуумных контакторах и подключаемых к выводам обмотки НН трансформаторов по перекрестной схеме. Автоматы питания собственных нужд подключаются на вводах к РУНН.

Рис.7.2. Принципиальная схема городской подстанции с камерами КСО-366М (РУ 0,4 кВ с панелями ЩО 70-1).

УВН промышленных подстанций выполняется без сборных шин в виде высоковольтного шкафа (при установке коммутационных аппаратов):

- с выключателем нагрузки ВНП с дистанционным отключением,

- с выключателем нагрузки ВНПР с ручным отключением;

- с вакуумным выключателем BB/TEL c максимально-токовой защитой;

- глухого присоединения (кожуха для кабельного ввода).

На рис.7.3 представлены однолинейные схемы главных цепей УВН КТП Хмельницкого трансформаторного завода.

РУНН собирается из следующих низковольтных шкафов: вводных шкафов (один шкаф на трансформатор) – ШНВ; секционного шкафа – ШНС – на двухтрансформаторных подстанциях; линейных шкафов – ШНЛ. Вводные (секционные) шкафы состоят из ячеек вводного (секционного) выключателя, ячеек отходящих линий, релейного отсека и шинного отсека. Линейные шкафы состоят из ячеек отходящих линий и шинного отсека.

В ячейках вводного выключателя (автомата) трансформаторы тока устанавливаются в каждой фазе и в PEN-проводнике, на отходящих линиях трансформаторы тока могут не предусматриваться. В качестве защитных коммутационных аппаратов применяются автоматы или блоки предохранитель-выключатель. Исполнение может быть выдвижным или стационарным.

а б в г

Рис.7.3. Схему УВН КТП с указанием типов шкафов: а – ВВ-1, б – ШВВ-2 (для КТП-1600 и 2500 – с ВН-10/630), в – ШВВ-2 (с ВНП-10/630), г – УВН-ВВ (с BB/TEL-630/10/20).

Технические данные по КТП Хмельницкого трансформаторного завода приведены в табл.7.1 и 7.2.

Таблица 7.1. Технические характеристики КТП-250…2500/10/0,4У3

order="1">

Параметр	Мощность трансформатора, кВА
Параметр	250	400	630	1000	1600	2500
Номинальное напряжение, ВН, кВ	6 – 10 кВ
Номинальное напряжение, НН, кВ	0,4	0,4	0,4 0,69	0,4 0,69	0,4 0,69	0,4
Номинальный ток сборных шин, кА УВН РУНН	0,25 0,4	0,4 0,58	0,4 0,91	0,4 1,45	0,4 2,31	0,4 3,61
Ток термической стойкости, НН	10	25	25	25	30	40
Ток электродинамич. стойкости, НН	25	50	50	50	70	100
Габаритные размеры (ширина×длина ×высота), мм Шкаф УВН: - глухого ввода - с ВНП - с ВНПР - с BB/TEL IШкаф РУНН: - ввода ШНВ - линейный ШНП - секционный ШНС
	625×430×1108					625×630×700
	880×950×1925					----
	880×1300×2135					----
	----		880×1300×2135
	600×1050×2200				600*×1350×2200
	600×1050×2200				600*×1350×2200
	600×1050×2200				600*×1350×2200
Установка трансформатора (от УВН до РУНН), мм, масляного сухого
	1780	1880	2074	2275	2570	4175
	----	----	2540	2680	3256	----

*1200 мм для шкафов с выключателем Э40.

Таблица 7.2. Технические данные шкафов РУНН КТП 630-2500 У3

Технические данные шкафов РУНН КТП 630-1000 У3
Тип	Назначение	Схема	Iн1, А	Iн2, А (число отходящих линий)	Iн3, А
Шкафы со встроенными автоматическими выключателями
Левый ШНВ-12Л	Вводной 630 кВА	Рис.2.4. б	1000	250-400 (1 шт) + 250-630 (1 шт)	910
Левый ШНВ-13Л	Вводной 1000 кВА	Рис.2.4. б	1600	250-400 (1 шт) + 250-630 (1 шт)	1445
Левый ШНС-13Л	Секционный	Рис.2.4. ж	1000	250-400 (1 шт) + 250-630 (1 шт)	1445
ШНЛ-23	Линейный	Рис.2.4. р	----	250-630 (4 шт)	1445
Шкафы с выдвижными автоматическими выключателями
Левый ШНВ-2Л	Вводной 630 кВА	Рис.2.4. л	1000	250-400 (1 шт) + 250-630 (1 шт)	910
Левый ШНВ-3Л	Вводной 1000 кВА	Рис.2.4. л	1600	250-400 (1 шт) + 250-630 (1 шт)	1445
Левый ШНС-2Л	Секционный	Рис.2.4. м	1000	250-400 (1 шт) + 250-630 (1 шт)	1445
Левый ШНС-3Л	Секционный	Рис.2.4. н	1000	250-400 (1 шт) + 250-630 (1 шт)	1445
ШНЛ-7	Линейный	Рис.2.4. х	----	250-630 (4 шт)	1445
ШНЛ-8	Линейный	Рис.2.4. п	----	250-630 (4 шт) + 1000 (1 шт)	1445
Технические данные шкафов РУНН КТП 1600-2500 У3
Левый ШНВ-4Л	Вводной 1600 кВА	Рис.2.4. г	2500	1000 (1 шт)	2310
Левый ШНВ-5Л	Вводной 1600 кВА	Рис.2.4. а	4000	----	2310
Левый ШНВ-10Л	Вводной 2500 кВА	Рис.2.4. а	4000	----	3610
ШНС-5	Секционный 1600 кВА	Рис.2.4. л	1600	1000 (1 шт)	2310
ШНС-10	Секционный 2500 кВА	Рис.2.4. е	2500	----	2310
ШНЛ-10	Линейный	Рис.2.4. ф	----	1600 (2 шт)	3610
ШНЛ-11	Линейный	Рис.2.4. ф	----	1000-1600 (1 шт)	3610
ШНЛ-12	Линейный	Рис.2.4. ф	----	1000 (2 шт)	3610
ШНЛ-13	Линейный	Рис.2.4. х	----	250-630 (4 шт)	3610
ШНЛ-14	Линейный	Рис.2.4. у	----	1000 (1 шт)	3610

Схемы правых шкафов ШНП являются зеркальным отражением схем левых шкафов ШНЛ.

Iн1 – номинальный ток вводного (секционного) автомата; Iн2 – номинальный ток отходящих линий; Iн3 – номинальный ток сборных шин.

Рис.7.4. Однолинейные схемы главных цепей шкафов РУНН производства Хмельницкого трансформаторного завода.

В соответствии с количеством отходящих линий и их током набираются шкафа РУНН. На рис.7.5 приведен пример выбора КТП на заданное количество линий в однорядном исполнении.

В качестве исходной информации было известно, что подстанция ТП1 подключена к магистральной кабельной линии, идущей от центра питания ЦП (линии Л1, Л2, Л3, Л4). В результате чего на рис.7.5 в шкафах высоковольтных вводов показаны по два кабеля: один из них подходит к подстанции к соответствующему трансформатору от источника питания, а другой уходит дальше к следующей подстанции, рис.7.5.

Рис.7.5. Принципиальная схема распределительной сети 10 кВ.

Для питания низковольтной нагрузки было принято 12 кабелей. В результате по два из них подключены в шкафах низковольтных вводов, 2 – в шкафу секционного автомата со стационарным расположением линейных автоматов, остальные 6 – в двух линейных шкафах. Типы шкафы выбраны в соответствии с номенклатурой, рис.7.4.

Токи автоматов должны соответствовать данным табл.7.2.

Конструктивное исполнение подстанции принято однорядным, рис.7.6.

Для выбора подстанций других заводов-изготовителей необходимо ознакомиться с соответствующей технической документацией: сеткой высоковольтных и низковольтных шкафов, их габаритными размерами. Так, от сечения подключаемых кабелей и номинальных токов автоматов зависит количество автоматов в шкафах линейных присоединений. При подключении шинопроводов необходимо выбирать низковольтные шкафы с выводом вверх (на рис.7.4 такие шкафы отсутствуют). Если расположение шкафов КТП двухрядное, что определяется помещением для размещения КТП, то необходимо использовать шкафы с шинным мостом для электрического соединения секций, и т.п.

Номер

шкафа

----

Тип шкафа

ШВВ-2У3

ТМЗ-630

ШНВ-3У3Л

ШНЛ-8У3

ШНС-12У3Л

ШНЛ-8У3

ШНВ-3У3П

ТМЗ-630

ШВВ-2У3

Номер ячеек выкл-ля

----

Рис.7.6. Принципиальная однолинейная схема и план 2КТП-630/10/0,4 У3 Хмельницкого трансформаторного завода.

лекции 14–17
Проектирование распределения электроэнергии

Введение рынка электроэнергии предполагает в качестве повышения конкурентоспособности энергоснабжающих организаций снижение собственных издержек на транспорт электроэнергии. Выбор экономически обоснованных сечений проводов и длин воздушных линий электропередачи способствует этому. В условиях рыночной экономики вероятность вложения капитала в тот или иной инвестиционный проект определяется сроком его окупаемости, рентабельностью, возможными рисками снижения доходности инвестиций. При вводе новой электропередачи необходимо решение вопроса её прибыльности или убыточности, причем должны быть исследованы вопросы компенсации затрат внутри группы её потребителей.

Неоптимальная конструкция и сечение фазы воздушных линий (ВЛ) электропередачи, а также неоптимальное количество проводов в ней может привести к неоправданным затратам на сооружение дополнительных компенсирующих устройств реактивной мощности и повышению себестоимости передачи электроэнергии, поэтому необходима разработка соответствующих критериев расщепления фаз ВЛ, что позволит снизить относительные потери в линии и приведёт к значительной экономии затрат.

Известная базовая технико-экономическая модель линии, построенная на основании функции приведенных затрат З на сооружение и эксплуатацию 1 км ЛЭП, использует следующее их выражение в явном виде зависящее от сечения провода F:

, (1)

где Е– нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, являвшийся достаточно стабильной во времени величиной, определяемой состоянием экономики страны; К(F) =К0+КFF – стоимость 1 км линии; рА - ежегодные отчисления от капитальных вложений на их амортизацию; I - расчётный ток в базисном режиме работы линии; t - продолжительность максимальных потерь электроэнергии в линии за год; ЗЭН - удельные замыкающие затраты на электроэнергию в приёмной энергосистеме; r - удельное сопротивление алюминия.

На основании выражения (1) получают известные выражения для оптимальной плотности тока, не зависящие от степени ограничения коронного разряда:

, (2)

Оптимальная плотность тока отличается от нормативной в 1,5 - 2 раза в меньшую сторону и близка к используемой в большинстве зарубежных стран.

Более точный метод выбора сечений проводов основан на экономических интервалах. Согласно этому методу, для воздушных и кабельных линий электропередачи разных номинальных напряжений и исполнения определяются приведенные затраты на единицу длины линии в зависимости от тока для различных стандартных сечений провода. По полученным значениям З=f(I) строятся параболические кривые, точки пересечения которых отделяют один экономический интервал от другого. Сравнение значений нормативной экономической JН и реально получающейся плотности тока показывает, что оба изложенных подхода к нормированию экономической плотности тока дают сходные результаты. Вместе с тем подтверждается целесообразность значительного уменьшения экономической плотности тока в проводах проектируемых линий электропередачи, что обеспечит снижение потерь в них пропорционально JОПТ/JН.

В связи с коренным изменением экономической ситуации в стране, необходима разработка новых алгоритмов и критериев выбора параметров электрических сетей, опирающихся на положения рыночной экономики. В рыночной экономике экономическая эффективность капиталовложений оценивается по простым и дисконтированным показателям. К простым показателям относятся – рентабельность и простой срок окупаемости.

Для поддержания заданных границ рентабельности при выбранном сечении провода и средневзвешенном тарифе на электроэнергию, оптимальная длина линии должна находиться в пределах L1 =< LОПТ=< L2. Так, задавая границы рентабельности в диапазоне от 0,437 до 0,9 и решая это неравенство относительно L, получаем, рис 10.1:

L, км

Рис.10.1. Рентабельные длины электропередач ВЛ-110 кВ.

Для выбора экономически обоснованных сечений проводников воздушных линий электропередачи использованы суммарные дисконтированные затраты ЗД за расчётный период для случая, когда капитальные затраты производятся в 1 год, ликвидная стоимость равна нулю, а технико-экономические показатели (объём производства, цены, эксплуатационные издержки) неизменны в течении всего жизненного цикла в расчёте на 1 км:

, (3)

где роб, рем – отчисления на ремонт и обслуживание линии электропередачи.

По формуле (3) строятся серии пересекающихся кривых для стандартных сечений, Точки пересечения этих кривых определяют граничные значения тока, при которых целесообразен переход от одного сечения к другому, рис.10.2. Так как величина и положение оптимальных токовых интервалов зависят от , то для выбора сечений проводов предлагается для всех пар двух смежных стандартных сечений проводов построить кривые IЭК=f(), каждая из которых представляет собой границу, разделяющую области ЗД, руб.

Рис.10.2. Токовые интервалы для оптимальных сечений ВЛ-110 кВ.

Применение проводов этих смежных сечений. Таким образом, для любого выделяются т.н. обобщённые оптимальные токовые интервалы, расположенные между соответствующими кривыми, рис 10.3.

Рис.10.3. Диаграмма для выбора оптимальных сечений проводов ВЛ-110 кВ.

Анализ полученных результатов показывает экономическую целесообразность применения для ВЛ-110 кВ ограниченной номенклатуры сечений проводов: стандартов АС-120, АС-150 и АС-240.

Одним из основных критериев эффективности инвестиций в сооружение ВЛ служит условие превышения внутренней нормы доходности ЕВН (ВНД) над средней величиной норматива дисконтирования ЕВН>ЕСР. В случае если вложения производятся с целью экономии текущих затрат, то минимальное значение ВНД должно превышать ЕСР и составлять не менее 0,15. как показывают расчёты, для линий 110-220 кВ традиционного исполнения значения ВНД находятся в пределах от 0,457 до 0,92, то есть требования критерия по ЕВН. выполняются.

Конструкция и сечение фазы воздушной линии электропередачи должна удовлетворять трём основным требованиям:

- ограничение радиопомех и потерь на корону по величине напряженности электрического поля на поверхности проводов – ;

- передача энергии при оптимальной плотности тока JОПТ, обеспечивающей минимальные затраты на сооружение и эксплуатацию линии.

- обеспечение максимальной степени использования поверхности проводов по величине коэффициента использования – kИСП kИСП МАКС.

Согласно исследованиям, проведенным в НИИПТ, ЕДОП = 0,8ЕН, где ЕН – начальная напряжённость коронного разряда на проводе. Действующее значение ЕН определяется формулой:

, (4)

здесь - относительная плотность воздуха, – радиус провода.

Значения допустимой напряжённости поля по условию радиопомех вычисляется по формуле:

EДОП= 100´ [32,2 – 17,4lg(R0)], (5)

В качестве допустимой принимается наименьшая величина, определенная из формул (4) и (5).

Коэффициент использования поверхности kИСП проводов для ВЛ 220 кВ, обеспечивается на уровне 0,83–0,99 путём оптимизации конструкции фаз и сечения проводов. На линиях с номинальным напряжением 110 кВ kИСП значительно ниже и составляет 0,51 – 0,69, так как невозможно получить максимальную напряжённость на поверхности проводов близкую к EДОП.

Уточнённые границы экономических интервалов и реальные значения плотности тока в проводах ВЛ 220 кВ, полученные с учётом потерь на корону, находятся в пределах от 0,625¸0,825 А/мм2 (для провода АС-400) и до 1,253¸2 А/мм2 (для провода АС-300) Варьирование Е в пределах от 0,1 до 0,7 не оказывает существенного влияния на изменение величины приведенных затрат, что позволяет нам условно принять в качестве Е какую-либо усреднённую величину.

На основе трех перечисленных требований Г.Н. Александров получил формулу связи оптимального сечения провода с конструктивными и режимными параметрами электропередачи:

, (6)

где PН– натуральная мощность линии, cЗ – коэффициент заполнения провода.

На основе использования формул (4 – 6) рассчитана оптимизированная шкала стандартных сечений проводов ВЛ 110–220 кВ, приведенная в таблице 10.1.

Таблица 10.1. Стандартные и оптимизированные сечения проводов

Номинальное

напряжение ВЛ, кВ

Стандартные сечения / оптимизированные сечения, мм2/мм2

110

120/115

150/140

185/175

240/225

–

220

240/225

300/280

400/370

500/460

600/555

Как следует из таблицы, существующие стандартные сечения проводов ВЛ 110 – 220 кВ отличаются от полученных оптимизированных сечений не более, чем на 8%. Токовые нагрузки, при которых экономически целесообразно применение оптимизированных сечений, отличаются от оптимальных токовых нагрузок реально существующих сечений в этих же пределах. Таким образом, полученные результаты не подтверждают предложение ряда специалистов по пересмотру стандартной шкалы сечений проводов при существующей тарифной политике.

При уменьшении отношения P/PН уменьшается потребляемая линией реактивная мощность:

где l - волновая длина линии.

Потребляемая линией реактивная мощность должна быть возмещена энергосистемой. В связи с этим необходимо решить, что выгоднее – передавать по линии мощность превышающую натуральную, и компенсировать потребляемую линией реактивную мощность соответствующими источниками реактивной мощности (ИРМ), либо, путем расщепления фаз и сокращения междуфазного расстояния, увеличить натуральную мощность линии до уровня передаваемой и отказаться от ИРМ. Для этого вычисляется отношение приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию ИРМ ЗИРМ к приращению затрат на увеличение натуральной мощности линии DЗВЛ:

где роб, рвл – отчисления на обслуживание соответственно ИРМ и ВЛ.

Как следует из проведенных расчётов =, рис 4, для ВЛ-220 кВ уже при P/Pн >0,6 отношение . Таким образом, подтверждается справедливость предположения Г.Н. Александрова для ВЛ-220кВ об экономической целесообразности передачи энергии в натуральном (либо донатуральном) режиме по сравнению с созданием в энергосистеме дополнительных источники реактивной мощности для компенсации её потребления линия

Себестоимость транспорта электроэнергии SТР по ВЛ традиционного исполнения с учетом устанавливаемых на подстанциях ИРМ определяется отношением издержек И к количеству переданной электроэнергии Э

. (7)

Минимуму себестоимости отвечает токовая нагрузка

откуда следует, что мероприятиями, воздействующими на величину I, могут быть: применение дифференцированных тарифов, перераспределение электрических нагрузок.

Рис.10.4. Относительная эффективность электропередач.

Применение ИРМ. Использование ВЛ повышенной натуральной мощности может привести к отказу от ИРМ. Тогда определение себестоимости передачи электроэнергии по линии повышенной натуральной мощности SПНМ может производиться по формуле (7) с учетом только первых двух слагаемых в правой ее части. Расчеты зависимостей SТР/SПНМ= f(I) показывают, что, несмотря на некоторое увеличение (до 7,5%) удельных капиталовложений в линию при передаче по линии мощности P>PН, себестоимость передачи электроэнергии по традиционным ВЛ-220 кВ, сооружаемых с учётом компенсирующих устройств, значительно выше себестоимости передачи электроэнергии в сравнении с ВЛ-220 кВ повышенной натуральной мощности.

При уменьшении отношения среднего расстояния между проводами к эквивалентному радиусу провода увеличивается ёмкостная проводимость ВЛ b0, растут натуральная мощность линии и её КПД, так как снижаются потери мощности в линии в соответствии с формулой:

где P2, Q2, U2, – параметры режима конца электропередачи.

Таким образом, подтверждается целесообразность перехода к линиям повышенной натуральной мощности PН при передаче по ВЛ-220 кВ нагрузки больше натуральной в условиях современной экономики.

схемы электрической сети и ру

Рассмотрим, какие схемы распределительных устройств используются для подключения подстанций к электрической сети. Эти схемы должны выбираться в привязке к схеме электрической сети.

При радиальных и магистральных схемах электроснабжения, рис.11.1, применяются блочные схемы подключения подстанций КТП1 и КТП2.

а б

Рис.11.1. Схема магистральной электропередачи.

а – расположение подстанций на местности;

б – принципиальная схема.

Также, если на рис.11.1а считать, что вместо КТП2 подключена системная подстанция и двухцепная линия служит для передачи мощности транзита, то КТП1 может подключиться на отпайках к магистрали по блочной схеме, рис.11.2. В настоящее время схемы на отделителях и короткозамыкателях на применяются в новом строительстве, а на подобных подстанциях, находящихся в эксплуатации, идет замена отделителей и короткозамыкателей на выключатели.

Пунктиром показано подключение трансформаторов напряжения: на 35 кВ устанавливаются однофазные ТН; на 110 и 220 кВ – трехфазные ТН.

В местах, помеченных знаком *, устанавливаются разъединители, если возможна подача напряжения на сторону ВН со стороны СН (что возможно при установке автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов).

Ремонтные перемычки, рис.11.2, могут не устанавливаться по желанию заказчика. Они целесообразны при сезонных отключениях одного из трансформаторов. Тогда параллельная работа линий обеспечивает снижение потерь электроэнергии.

Рис.11.2. Блочные схемы подстанций 35 – 220 кВ.

а – блок (линия-трансформатор) с выключателем;

б – два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.

На 35 кВ в мостиковых схемах ремонтные перемычки (на разъединителях), как правило, не устанавливаются. На 110 и 220 кВ они также могут исключаться из схем при соответствующем обосновании. В этом случае РУ выполняется согласно рис.11.3, но трансформаторы напряжения устанавливаются трехфазные, а трансформаторы тока устанавливаются во всех трех фазах. Данные схемы, рис.11.4. и рис.11.5, применяются при подключении трансформаторов мощностью до 63 МВА включительно.

Для повышения бесперебойности электроснабжении и снижения потерь мощности в трансформаторах и линиях в аварийных режимах (при отключении трансформатора или линии) мостиковые схемы могут применяться и для тупиковых подстанций или же подстанций, подключаемых на отпайках к магистрали, рис.11.6.

На тупиковых и ответвительных подстанциях ремонтная перемычка и перемычка с выключателем нормально разомкнуты. При отключении одной из линий автоматически отключается соответствующий линейный выключатель и включается выключатель в перемычке. Отключение линии при повреждении трансформатора является недостатком данной схемы.

Рис.11.3. Схема кольцевой электрической сети.

а – расположение подстанций на местности;

б – принципиальная схема.

На проходных подстанциях перемычка с выключателем нормально замкнута, через нее осуществляется транзит мощности.

Особенность схемы рис.11.3б в том, что при аварии в линии автоматически отключаются поврежденная линия и трансформатор. При аварии в трансформаторе после автоматических переключений в работе остаются две линии и два источника питания. Учитывая, что отключения трансформаторов в сравнении с отключениями линий происходят реже не менее чем на порядок, более предпочтительной является схема рис.11.3а.

Схема четырехугольника, Рис.6.2, применяется в РУ 110 – 750 кВ при четырех присоединениях (две линии и два трансформатора) и необходимости секционирования транзитной линии при мощности трансформаторов от 125 МВА и более при напряжениях 110 – 220 кВ и при любой мощности трансформаторов при напряжениях 330 кВ и выше. Очевидно, что данная схема более надежна в сравнении с мостиковыми схемами, так как авария в линии и трансформаторе приводит к отключению только поврежденного элемента.

Рис.11.4. Мостиковые схемы РУ-35 кВ

а – мостик с выключателями в цепях линий; б – мостик с выключателями в цепях трансформаторов.

Рис.11.5. Мостиковые схемы РУ – 110 – 220 кВ

а – мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий;

б – мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов.

лекции 18–23
Проектирование схем распределительных устройств

При необходимости распределения электроэнергии и для повышения надежности электроснабжения применяются схемы со сборными шинами следующих видов на напряжениях 35 – 220 кВ:

– с одной несекционированной системой шин;

– с одной секционированной системой шин;

– с одной секционированной и обходной системами шин;

– с двумя системами шин;

– с двумя секционированными системами шин;

– с двумя системами шин и обходной;

– с двумя секционированными системами шин и обходной.

Схема "с одной несекционированной системой шин" применяется в сетях 6 – 35 кВ. В сетях 6(10) кВ схему называют одиночной системой шин. Объединение двух таких схем через секционный выключатель, рис.13.1, обеспечивает подключение подстанции к двум независимым источникам со стороны ВН. Эту схему широко применяют в промышленных и городских электрических сетях на напряжениях до 35 кВ включительно. Допускается также ее применение 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 выключателей в эксплуатационный период. В настоящее время такие выкатные выключатели на 110 кВ отсутствуют в отечественной практике (на 35 кВ есть), но в связи с разработкой вакуумных выключателей на 110 кВ в перспективе возможно применение данной схемы на базе ячеек КРУ-110 кВ.

Одним из главных недостатков схемы рис.13.1. является отключение присоединения при выводе в ремонт соответствующего выключателя. Также, при ремонте одной из шин необходимо отключать все присоединения данной секции шин.

Первый недостаток устраняется при использовании обходной системы шин, а второй – при использовании двух систем шин. Данные схемы широко освещены в учебной литературе, поэтому на рис.13.1. приведены только отдельные ячейки. Схемы с двумя рабочими системами шин от схем с одной секционированной системой шин легко отличить по "вилке" из двух разъединителей, рис.13.1г, так как при одной секционированной системе шин (с обходной или без обходной шины), каждое присоединение содержит один шинный разъединитель, рис.13.2.

В электрическом отношении ячейки "в" и "е" на рис.13.2. одинаковые. Отличие заключается в разном монтажном исполнении: в первом случае шинные разъединители конструктивно расположены в РУ в одном ряду, во втором случае – в разных рядах. .

К обходной шине к фазе "b" глухо присоединяется, как правило, однофазный трансформатор напряжения. Однако могут устанавливаться по желанию заказчика и трехфазные трансформаторы напряжения, что обеспечивает полный контроль за всеми тремя фазами обходной шины.

Рис.13.1. Схема четырехугольника.

Рис.13.2. Схема одна секционированная система шин.

Секционный выключатель находится в отключенном состоянии в нормальном режиме в РУНН 6 – 10 кВ двухтрансформаторных подстанций. Это обеспечивает снижение токов короткого замыкания и выбор более дешевой коммутационной аппаратуры. На стороне СН и ВН подстанций секционные и шиносоединительные выключатели, как правило, включены, что связано с необходимостью перераспределения потоков электроэнергии на подстанции от питающих линий по отходящим присоединениям.

В технической литературе высказываются аргументы в пользу как схемы "с одной секционированной и обходной системами шин", так и схемы "с двумя системами шин и обходной" в отношении их надежности. В настоящее время нет общего установившегося мнения и руководствуются следующим: при числе присоединений 5 – 8 применяют первую схему; для ответственных системных подстанций, начиная с 5 присоединений, применяют вторую из упомянутых схем.

а б в г д е

Рис.13.3. Ячейки схем с системами сборных и обходной шин.

а, б, в – ячейки схемы с одной секционированной и обходной системами шин соответственно линии, трансформатора и секционного выключателя; г, д, е – ячейки схем с двумя системами шин и обходной соответственно узла из шинных разъединителей, обходного выключателя и шиносоединительного выключателя.

Схема с двумя системами шин, рис.13.4, вышла из употребления достаточно давно так как предполагала частые переключения с помощью разъединителей, что существенно снижало ее надежность. При этом ремонт любого выключателя приводил к длительному отключению соответствующего присоединения. Однако в связи с появлением новых коммутационных аппаратов опять вернулись к ее использованию.

Рис.13.4. Схема с двумя системами шин.

Схему "две рабочие системы шин" допускается применять в РУ 110 – 220 кВ при числе присоединений от5 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.

На рис.13.4. подробно показан узел заземления нейтрали силового трансформатора, состоящий из заземляющего однофазного ножа (ЗОН) и ограничителя перенапряжения нелинейного (ОПН). В сетях напряжением 110 – 220 кВ именно так организуется заземление нейтрали. Дело в том, что если наглухо заземлить нейтрали всех трансформаторов, то может оказаться, что токи однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) превысят токи трехфазного замыкания и электрооборудование на них не будет рассчитано. Друга причина (в том числе и если токи ОЗЗ не выше токов трехфазных замыканий) состоит в том, что при выводе в ремонт трансформаторов или же при отключениях линий нарушается уровень токов ОЗЗ, который сильно зависит от количества заземленных нейтралей. В результате необходимо перенастраивать соответствующие виды релейной защиты (РЗ), реагирующие на токи нулевой последовательности.

Чтобы избежать этого, в результате расчетов режимными службами энергосистемы определяется число и место расположения трансформаторов, у которых нейтраль разземляется. Ограничением служит допустимая величина напряжения на разземленной нейтрали, так как на напряжении более 35 кВ нейтрали трансформаторов не рассчитаны по уровню изоляции на фазное напряжение. Если, например, все нейтрали разземлить, то при однофазных замыканиях в сети на землю на нейтрали будет по отношению к земле фазное напряжение.

При частичном разземлении нейтралей у соответствующих трансформаторов для защиты нейтрали от перенапряжений, возникающих в сети, служат ОПН. Понятно, что когда нейтраль заземлена, ОПН не работает. Как правило, на одной подстанции оба трансформатора не работают с разземленными нейтралями: если у одного нейтраль разземлена, то у другого заземлена. Это позволяет без перенастройки РЗ выводить в ремонт трансформаторы с заземленной нейтралью на данной подстанции – достаточно заземлить при этом нейтраль соседнего трансформатора.

В табл.13.1. представлена сетка камер КСО.

Таблица 13.1. Схемы первичных соединений камер КСО-366М

Схема

главных

цепей

Номер схемы

1з

Обозначение

камеры

1-400

1-630

1з-400

1з-630

2-400

2-630

3н-400

3н-630

3а-400

3а-630

4н-400

4н-630

4а-400

4а-630

5н-400

5н-630

5а-400

5а-630

6н-400

6н-630

6а-400

6а-630

7н-400

7н-630

7а-400

7а-630

Схема

главных

цепей

Номер схемы

10з

Обозначение

камеры

8н-400

8н-630

8а-400

8а-630

9н-400

9н-630

9а-400

9а-630

10-400

10-630

10з-400

10з-630

11-400

12-400

13-400

13-630

14-400

Схема

главных

цепей

АВР

Номер схемы

Обозначение

камеры

21н-400

21н-630

21а-400

21а-630

22н-400

22н-630

22а-400

22а-630

17н-400

17н-630

17а-400

17а-630

18-400

18-630

19н-400

19н-630

19а-400

19а-630

20н-400

20н-630

20а-400

20а-630

Схема

главных

цепей

Номер схемы

Шинный мост

Обозначение

камеры

15-400

16-400

16-630

400 и 630 А

Рис.13.1. Пример принципиальной схемы распределительной подстанции.

Примечания.

1. В обозначении камер КСО цифры и буквы означают: 400 и 630 – номинальный ток коммутационного аппарата, А; а – автоматический привод выключателя нагрузки; н – неавтоматический привод выключателя нагрузки.

2. Камеры 14 и 15 применяются для заземления сборных шин в случае, когда в распределительном устройстве не применены камеры 1з, 10, 13, 17, 18.

3. Направление вывода шин в камерах 17, 18 производится по желанию заказчика (влево, вправо, назад).

В КРУ выкатного исполнения в качестве коммутационных аппаратов применяются вакуумные, элегазовые и маломасляные выключатели. Одним из преимуществ элегазовых выключателей является низкий уровень коммутационных перенапряжений, исключающих возможность повреждения изоляции, а также коммутационная способность до 50 кА и электродинамическая стойкость до 128 кА, что позволяет их применять в сетях с большими токами короткого замыкания. Сетка соединений представлена в табл.13.2.

Таблица 13.2. Схемы первичных соединений камер К-63

Схема главных цепей

Номер схемы

01, 02*

03, 04*

06, 07*

08, 09*

Назначение

Ввод или отходящая линия

Ввод

В или ОЛ

Номин. ток, А

630; 1000; 1600

630

1600

630 – 1600

Схема

главных

цепей

Номер схемы

10, 11*

15, 16*

Назначение

В или ОЛ

КС

ТСН

Секц.

к ТСН

к ТСН свыше 250 кВА

Номинальный ток, А

630 – 1600

630 –

–1000

630

Схема

главных

цепей

Номер схемы

24, 25

Назначение

ТН

ТН и РВО(24); ОПН (25)

ТН

Секционные

ОЛ

Номинальный ток, А

630 – 3150

630 – 1600

630 1600

Таблица 13.2.1.

Схема

главных

цепей

Номер схемы

47, 48**

Назначение

Секц.

Ввод

к ТСН до 630 кВА

Ввод

ТН

Номин. ток, А

630 – 1600

Схема

главных

цепей

Номер схемы

49; 50**

51; 52**

56; 57**

Назначение

Ввод

В или ОЛ

Секц.

ТН

В или ОЛ

Номинальный ток, А

630 – 1600

630 – 3150

630 – 1600

Назначение отпайки

ТН

ТН, ТСН

Схема

главных

цепей

Номер схемы

63; 64**

Назначение

Секционные

ТН

ТСКС 40/10

к ТСН

до 250 кВА

ТН

НОЛ.08

Номинальный ток, А

630 – 1600

Таблица 13.2.2.

Схема главных цепей
Номер схемы	69; 70*		73; 74*			75; 76**		77; 78**
Назначение	В или ОЛ					Ввод
Номинальный ток, А	630; 1000; 1600
Назначение отпайки	ТН, ТСН			ТН
Схема главных цепей
Номер схемы	92	61		123	137		138; 139**		140
Назначение	Ввод	Секционирование
Номинальный ток, А	1600	630 – 1600		1600

Примечания.

* В камерах трансформаторы тока установлены в двух фазах.

** Камеры с выводом шин влево (вправо).

На рис.3.2. в качестве примера показано КРУ двухрядного исполнения, рис.3.3, собранное из камер К-63.

В таб.3.6 приведены технические характеристики наиболее распространенных выключателей, применяемых в КРУ-10 (6) кВ.

Необходимо прокомментировать схему приведенного распределительного устройства, рис.13.3. На каждую секцию РУ-10 кВ приходят по два ввода, что обусловлено применением резервирования. Рабочими являются вводы 2 и 4, от которых питаются трансформаторы собственных нужд.

Параллельное подключение выключателей для увеличения тока ввода не используется, так как в этом случае распределение рабочих токов между ними становится случайным (оно зависит от сопротивлений контактов в цепях выключателей) и один из выключателей может перегружаться.

лекции 24-25
Компоновка распределительных устройств

Рис.17.1. План двухрядного расположения РП 10 кВ с камерами К-63.

Ток, А	1600
Обозн.	85	13	09	09	03	50	66	09	09	24	61
Назн.	Резерв	К	ОЛ1	ОЛ2	Вводы 1 (с ТН) и 3		к ТСН	ОЛ3	ОЛ4	ТН	СВ
Номер	1	3	5	7	9	11	13	15	17	19	21

Номер	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	22
Назн.	Резерв	К	ОЛ1	ОЛ2	Вводы 2 (с ТН) и 4		к ТСН	ОЛ3	ОЛ4	ТН	СР
Обозн.	85	13	09	09	03	50	66	09	09	24	53
Ток, А	1600

Рис.17.1. Схема заполнения РП 10 кВ с камерами К-63.

Рис.17.3. План и разрез ячейки ОРУ-110 кВ

Слов:	13064
Символов:	118255
Размер:	230.97 Кб.

Название реферата: Принципы проектирования электроэнергетической системы и сети