Автор: Макаров Е.Ф.
Теги: электротехника электротехнические материалы и изделия электроника электрические сети
ISBN: 5-901054-26-1
Год: 2005
Текст
Е. Ф. Макаров
ТОМ IV
IOCKBA V2OO5
О ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ 0,4 - 35 кВ и 110-1150 кВ
п
Е.Ф. МАКАРОВ
СПРАВОЧНИК
ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
ТОМ IV
Учебно-производственное издание
Под редакцией главных специалистов ОАО «Мосэнерго» И.Т. Горюнова, А.А. Любимова,
Москва
ПАПИРУС ПРО
ББК 31.232.3
УДК 621.311.1+621.316.1.3.6.62.65.66 (031)
Рецензент:
Служба кабельных сетей Генеральной дирекции «Мосэнерго»
Макаров Е.Ф.
Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ/ Под редакцией И.Т. Горюнова, А.А. Любимова — М.: Папирус Про, 2005. — 640 с.
ISBN 5-901054-26-1
Уважаемые читатели перед Вами «Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ» том IV, первые два раздела которого посвящены конструкциям кабелей и кабельных линий напряжением до 500 кВ разрабатываемых и изготавливаемых отечественными и зарубежными фирмами. Эти сведения не были включены в третий том в связи с превышением его объема.
В четвертом томе представлены разделы, рассматривающие оборудование подстанций: КРУ и РП, а последний раздел этого тома посвящен контактам коммутационных аппаратов, от которых в первую очередь зависит надежность не только отдельных узлов электрооборудования, но и энергосистем в целом.
ББК 31.232.3
ISBN 5-901054-26-1
© Издательство «Папирус Про» © Автор, 2005
ПРЕДИСЛОВИЕ
Производство электроэнергии всеми электростанциями России к 2005 году достигнет 990 млрд кВт • ч.
Ввод в действие новых предприятий, расширение существующих, рост энерговооруженности, широкое внедрение различных электротехнологий во всех отраслях производства ставят задачи по их рациональному использованию. Структурные преобразования в экономике России, в развитии ее энергетики, планируемые в долгосрочной концепции, предусматривают к 2020 году не только их стабилизацию, но и существенное развитие, в первую очередь, за счет производства новых видов материалов, комплектующих изделий, высокопроизводительных электроустановок для выпуска конкурентоспособной продукции.
Намеченный курс в реализации этих программ возможен только при условии целенаправленного, технического перевооружения электрооборудования распределительных устройств электростанций и подстанций, успешном проведении конверсии в оборонно-промышленном комплексе, восстановлении научно-технического и технологического паритета России на мировом рынке достижений науки и техники.
В данном томе справочника изложены основные сведения по электрооборудованию распределительных устройств электростанций и подстанций. В последующих томах мы постараемся наиболее полно представить сведения по электрооборудованию относящемуся к КРУ и РП — генераторы и синхронные компенсаторы, силовые и измерительные трансформаторы, коммутационные аппараты и их приводы, реакторы различного назначения и аппараты защиты от атмосферных и коммутационных перенапряжений, устройства защитного отключения (УЗО), их выбор в зависимости от установки в технологической цепи, отличительные особенности, а также безопасном обслуживании электрооборудования. Особое внимание будет обращено на новые виды электрооборудования и его зарубежные аналоги.
Автор выражает свою благодарность директору Подольского предприятия электрических сетей «Мосэнерго» Филиппову Александру Николаевичу, за всестороннюю помощь и поддержку в подготовке к изданию данного справочника. Не только финансовая, но и техническая, и моральная поддержка Александра Николаевича, способствует изданию этого всеобъемлющего труда, вдохновляет автора на продолжение и углубление столь необходимой работы.
Также автор благодарит и поздравляет с 10-летием издательский коллектив ЗАО «Папирус ПРО», в лице Генерального директора Дрозда Виктора Викторовича за кропотливую и творческую работу в деле создания этого многотомного труда, благодаря которому читатели могут более плодотворно учиться, безопасно работать, проектировать и эксплуатировать электрические сети и электроустановки.
3. КОНСТРУКЦИИ И ХАРАКТЕРИСТИКИ КАБЕЛЕЙ И ИХ ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
3.9. Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена
3.9.1. Кабели напряжением 10~35 кВ
С начала 70-х гг. кабели с пластмассовой изоляцией активно замещают кабели с бумажной изоляцией в классах среднего и высокого напряжения. Среди пластмассовых изолирующих материалов наиболее предпочтительным является сшитый полиэтилен (СПЭ) ввиду его хороших диэлектрических свойств (низкие величины относительной диэлектрической проницаемости, фактора потерь) и большого запаса термической стойкости. Энергосистемы России ориентированы на применение в распределительных сетях таких кабелей.
Основные преимущества кабеля из сшитого полиэтилена (СПЭ) по сравнению с кабелем с бумажной изоляцией представлены в табл. 3.9.1.
Практика применения этого кабеля в Западной Европе и США показывает, что повреждаемость кабеля с СПЭ изоляцией в 3...50 раз ниже, чем кабеля с бумажно-пропитанной изоляцией. Учитывая также, что основным видом повреждений на одножильном кабеле будет однофазное замыкание, можно утверждать, что затраты на ремонт значительно сократятся:
• твердая изоляция дает огромные преимущества при прокладке на местности с большими наклонами, возвышенностями и на пересеченной местности, т.е. на трассах с большой разницей уровней, в вертикальных и наклонных коллекторах;
• отсутствие каких-либо жидких компонентов (масел) для усиления диэлектрических свойств изоляции и, как следствие, упрощение монтажного оборудования, что таким образом уменьшает время и снижает стоимость прокладки и монтажа;
• большая пропускная способность за счет увеличения допустимой температуры на жиле. Допустимые токи нагрузки примерно на 20...30% больше, чем для кабеля с бумажной изоляцией, благодаря повышению длительно-допустимой температуры на жиле. При размещении одножильного кабеля в плоскости его нагрузочная способность возрастает еще на 5... 10%;
• высокий ток термической устойчивости при КЗ, что особенно важно в случае, когда сечение кабеля выбрано только на основании номинального тока;
• низкий вес, меньший диаметр и, соответственно, радиус изгиба, и, вследствие этого, легкость прокладки как в кабельных сооружениях, так и в земле на сложных трассах;
Таблица 3.9.1. Основные характеристики изоляции из сшитого полиэтилена и их сравнение с характеристиками бумажной изоляции для кабелей среднего напряжения
Основные показатели Кабель с СПЭ изоляцией Кабель с бумажной изоляцией
Длительно допустимая рабочая температура, °C 90 70
Допустимый нагрев в аварийном режиме, °C 130 100
Предельно допустимая температура при протекании тока КЗ,°C 250 200
Температура при прокладке без предварительного подогрева, не ниже, °C -(15...20) 0
Относительная диэлектрическая проницаемость е при 20 °C 2,4 4,0 ।
Коэффициент диэлектрических потерь tg 5 при 20°С 0,001 0,008
Разница уровней на трассе прокладки, м не ограничена 15 1
Температура при перегрузках. °C 130 75
Показатели надежности: удельная поврежденность, шт /100 км в год в свинцовых оболочках н/д -6
в алюминиевых оболочках в 10...15 раз ниже -17
Нагрузочная способность при прокладке, %: в земле 117 100
в воздухе 120 100
Трудоемкость при монтаже и ремонте низкая высокая
• использование полимерных материалов для изоляции и оболочки позволяет вести прокладку кабеля при температуре до -20 °C без предварительного подогрева;
• большие строительные длины (до 2000...4000 м) при использовании однофазного кабеля.
Технологии. В производстве силовых кабелей со СПЭ-изоляцией получили развитие 2 технологии: технология пероксидной сшивки на линиях газовой (азотной) вулканизации и технология силанольного сшивания. Пе-роксидная сшивка распространена не только потому, что обеспечивает высокое качество изготовления кабелей высокого и среднего напряжения, но и коммерческого интереса производителей подобных технологических линий (одна линия стоит в среднем 3,2 млн дол.) В то же время западные производители кабелей (ABB, Nexans и др.) оснащаются линиями газовой
3.9. Ка„с ли и иоилл^иси UO ГиУлиЭ/Т111ЛсНС1
вулканизации, отвергают технологию силанольного сшивания, которой, на-чиная с 80-х гг. известные фирмы — BICC в Великобритании, NKF в Нидерландах и др. — успешно производили и производят кабели.
3.9.2. Одножильные кабели марок ПвП (ПвПу), АПвП (АПвПу), ПвВ (ПвВнг), АПвВ (АПвВнг)на напряжение 10 кВ
Конструкция. Круглая медная или алюминиевая (многопроволочная или цельнотянутая) жила, полупроводящий слой по жиле, изоляция из сшитого полиэтилена, полупроводящий слой по изоляции, полупроводящая лента, экран из медных проволок и медная лента, разделительный слой, полиэтиленовая оболочка (усиленная полиэтиленовая оболочка с продольными ребрами жесткости) или оболочка из ПВХ пластиката (ПВХ пластиката пониженной горючести). Для обеспечения продольной герметизации экрана взамен полупроводящей ленты может использоваться водонабухающая полупроводящая лента, а взамен разделительного слоя — слой из водонабухающей непроводящей ленты или водонабухающего порошка.
Область применения. Кабели марок ПвП, АПвП, ПвПу, АПвПу применяются для прокладки в земле (ПвПу и АПвПу — на сложных участках трасс), а также на воздухе при условии обеспечения мер противопожарной защиты. Кабели с продольной герметизацией — для прокладки в грунтах с повышенной влажностью и в сырых, частично затапливаемых помещениях
Кабели марок ПвВ, АПвВ, ПвВнг, АПвВнг применяются для прокладки в кабельных сооружениях и производственных помещениях (ПвВнг и АПвВнг — применяются при групповой прокладке), а также для прокладки в сухих грунтах.
Технические характеристики кабелей приведены в табл. 3.9.2.
Кроме, перечисленных выше кабелей, выпускаются кабели марок ПвПаП, АПвПаП, ПвКаП и АПвКаП, бронированные алюминиевыми круглыми или плоскими проволоками.
Пример обозначения:
АПвПу 1x300/25-35, АПвВнг 1x95/16-35 (см. с. 27)
Таблица 3.9.2. Технические характеристики одножильных кабелей на номинальное напряжение 10 кВ
Сечение кабеля номинальное, мм2
35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 630 800
Сечение 16 16 16 16 16 25 25 25 25 35 35 35 35
экрана, мм (25) (25) (25) (25) (25) (35) (35) (35) (35)
Толщина изоляции, мм 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0
Толщина оболочки, мм 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5
^внешний» ММ Масса прибл.*, 25 28 30 31 33 34 36 38 40 44 47 50 54
кг/км: алюминиевая жила 600 725 825 935 1040 1230 1370 1575 1795 2195 2570 3015 3605
медная жила Минималь- 850 1020 1260 1540 1800 2175 2530 3100 3730 4655 5705 7150 8800
ный радиус изгиба, см 40 45 45 45 50 50 55 60 60 65 70 75 80
Дополнитель-
ное усилие тяжения, кН:
алюминиевая жила 1,05 1,50 2,10 2,85 3,60 4,50 5,55 7,20 9,00 12,0 15,0 18,9 24,0
медная жила 1,75 2,50 3,50 4,75 6,00 7,50 9,25 12,0 15,0 20,0 25,0 31,5 40,0
Нормальная длина поставки,м 2500 2500 2200 2000 1800 1800 1600 1400 1200 1000 800 800 700
Длительно допустим.ток в земле, А:
медная GO алюмин. 185 220 270 320 360 410 460 530 600 680 750 830 920
145 170 210 250 280 320 360 415 475 540 610 680 735
Длительно до-
пустимый ток в земле, А: ООО медная алюмин. 210 165 230 175 280 215 335 260 380 295 430 330 485 375 560 440 640 495 730 570 830 650 940 750 1030 820
Длительно допустим, ток в воздухе, А:
Q медная GO алюмин. 195 245 300 370 425 475 545 645 740 845 955 1115 1270
155 185 235 285 330 370 425 505 580 675 780 910 1050
Длительно допустим, ток в воздухе, А:
ООО медная алюмин. 235 290 360 435 500 560 635 745 845 940 1050 1160 1340
180 225 280 340 390 440 505 595 680 770 865 1045 1195
* Масса и внешний диаметр кабеля даны для кабелей марок ПвП и АПвП с многопроволочными жилами и с основным сечением экрана.
3.9.3. Трехжильные кабели марок ПвП (ПвПу), АПвП (АПвПу), ПвВ (ПвВнг), АПвВ (АПвВнг) на напряжение 10 кВ
Конструкция. Круглая медная или алюминиевая (многопроволочная или цельнотянутая) жила, полупроводящий слой по жиле, изоляция из сшитого полиэтилена, полупроводящий слой по изоляции, полупроводящая лента, экран из медных проволок и медная лента, наложенные на каждую отдельную жилу, либо общий экран, общее покрытие, полиэтиленовая оболочка (усиленная полиэтиленовая оболочка с продольными ребрами жесткости) или оболочка из ПВХ пластиката (ПВХ пластиката пониженной горючести).
Технические характеристики кабелей приведены в табл. 3.9.3.
Область применения. Кабели марок ПвП, ПвПу, АПвП, ДПвПу применяются для прокладки в земле, а также на воздухе при условии обеспечения мер противопожарной защиты (ПвПу и АПвПу — на сложных участках трасс)
Таблица 3.9.3. Технические характеристики трехжильных кабелей на напряжение 10 кВ
Сечение жил, мм2
35 50 70 95 120 150 185 240 300
Общее сечение экрана, мм2 16 (25) 16 (25) 16 (25) 16 (25) 16 (25) 25 (35) 25 (35) 25 (35) 25 (35)
Толщина изоляции, мм 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0
Толщина оболочки, мм 2,5 2,5 2,5 2,7 2,8 2,9 3,0 3,2 3,3
Овнешний, мм 44 46 50 54 57 61 65 70 76
Масса прибл.*, кг/км: медные жилы 2250 2770 3450 4350 5150 6150 7300 9100 11150
алюминиевые жилы — 1600 2000 2500 2800 3100 3700 4300 —
Минимальный радиус изгиба, см 70 70 75 85 90 95 100 105 115
Нормальная длина поставки, м 1000 1000 800 700 600 550 500 500 500
Длительно допустимый ток в земле, А: медные жилы 178 210 256 307 349 392 443 513 577
алюминиевые жилы — 162 199 238 271 304 345 401 —
Длительно допустимый ток в воздухе, А: медные жилы 173 206 257 313 360 410 469 553 629
алюминиевые жилы — 160 199 242 280 318 365 431 —
* Масса кабеля дана для кабелей марок ПвП и АПвП с много про во л очными жилами и основным сечением экрана.
Кабели марок ПвВ, ПвВнг, АПвВ и АПвВнг применяются для прокладки в кабельных сооружениях и производственных помещениях (ПвВнг и АПвВнг — применяются при групповой прокладке), а также для прокладки в сухих грунтах.
Кроме перечисленных марок выпускается кабель, бронированный стальными лентами, а также алюминиевыми круглыми или плоскими проволоками.
Пример обозначения:
ПвП 3x300/25-10. АПвВнг 3x95/16-10 (см. с. 27).
3.9.4. Одножильные кабели марок ПвП (ПвПу), АПвП (АПвПу), ПвВ (ПвВнг), АПвВ (АПвВнг) на напряжение 35 кВ
Конструкция. Круглая медная или алюминиевая (многопроволочная или цельнотянутая) жила, полупроводящий слой по жиле, изоляция из сшитого полиэтилена, полупроводящий слой по изоляции, полупроводящая лента, экран из медных проволок и медная лента, разделительный слой, полиэтиленовая оболочка (усиленная полиэтиленовая оболочка с продольными ребрами жесткости) или оболочка из ПВХ пластиката (ПВХ пластиката пониженной горючести). Для обеспечения продольной герметизации экрана взамен полупроводящей ленты может использоваться водонабухающая полупроводящая лента, а взамен разделительного слоя — слой из водонабухающей непроводящей ленты или водонабухающего порошка.
Область применения. Кабели марок ПвП, АПвП, ПвПу, АПвПу применяются для прокладки в земле (ПвПу и АПвПу — на сложных участках трасс), а также на воздухе при условии обеспечения мер противопожарной защиты. Кабели с продольной герметизацией — для прокладки в грунтах с повышенной влажностью и в сырых, частично затапливаемых помещениях.
Кабели марок ПвВ, АПвВ, ПвВнг, АПвВнг применяются для прокладки в кабельных сооружениях и производственных помещениях (ПвВнг и АПвВнг — применяются при групповой прокладке), а также для прокладки в сухих грунтах.
Кроме перечисленных ранее марок выпускаются кабели марок ПвПаП, АПвПаП, ПвКаП и АПвКаП, бронированные алюминиевыми круглыми или плоскими проволоками.
Технические характеристики кабелей приведены в табл. 3.9.4.
Пример обозначения:
АПвПу 1x300/25-35. АПвВнг 1x95/16-35 (см. с. 27).
Таблица 3.9.4. Технические характеристики одножильных кабелей на номинальное напряжение 35 кВ
Сечение кабеля номинальное, 1 им2
50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 630 800
Сечение экрана, мм2 16 (25) 16 (25) 16 (25) 16 (25) 16 (25) 25 (35) 25 (35) 25 (35) 35 35 35 35
Толщина изоляции, мм 9.0 9.0 9.0 9.0 9,0 9.0 9.0 9.0 9.0 9,0 9.0 9.0
Толщина оболочки, мм 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,6 2,7 2,8 2,7 3,1
^внешний» ММ 38 40 42 43 44 46 48 51 54 56 57 66
Масса приблизит.*, кг/ км: алюминиевая жила 1170 1290 1430 1550 1760 1930 2170 2430 2195 2890С 3330 4530
медная жила 1460 1730 2030 2310 2710 3090 3690 4360 4655 5350 6470 9640
Минимальный радиус изгиба, см 57 60 63 65 66 69 72 77 79 81 86 99
Дополнительное усилие тяжения, кН: алюминиевая жила 1,50 2,10 2,85 3,60 4,50 5,55 7,20 9,00 12,0 15,0 18,9 24,0
медная жила 2,50 3,50 4,75 6,00 7,50 9,25 12,0 15,0 20,0 25,0 31,5 40,0
Нормальная длина поставки,м 1400 1200 1200 1000 1000 1000 800 800 600 600 600 500
Длительно допус-тим.ток в земле, А: q медная 00 алюминевая 232 282 336 1 380 425 479 554 624 704 795 888 970
180 220 261 296 330 374 433 489 559 639 559 815
Длительно допустимый ток в земле, А: медная алюминевая 254 198 308 241 367 286 413 323 454 357 507 401 581 463 630 509 703 575 774 646 854 723 930 802
Длительно допустимый ток в
воздухе, А: 0 медная 00 алюминевая 251 312 378 435 492 562 662 751 866 993 1160 1320
195 242 294 339 382 439 517 589 687 795 928 1070
Длительно допустимый ток в
воздухе, А: ф^медная алюминевая 294 228 365 284 443 345 508 398 571 447 650 512 758 602 856 682 960 781 1089 897 1203 1084 1390 1239
* Масса и внешний диаметр кабеля даны для кабелей марок ПвП и АПвП с многопроволочными жилами и с основным сечением экрана.
Условия расчета нагрузочной способности. Нагрузочная способность кабелей среднего напряжения рассчитана при следующих условиях.
При прокладке в земле-фактор нагрузки.................. ..........0,7
глубина прокладки, см........................80
термическое сопротивление грунта. Км/Вт......1,0
температура окружающей среды, °C.............15
температура жилы, °C.........................90
При прокладке на воздухе: фактор нагрузки.............................1,0
температура окружающей среды. °C.............25
температура жилы, °C.........................90
При расположении одножильных кабелей треугольником кабели прокладываются вплотную. При расположении одножильных кабелей в плоскости расстояние между кабелями «в свету» равно диаметру кабеля. При других расчетных температурах окружающей среды необходимо применять поправочные коэффициенты, указанные в табл. 3.9.5.
Таблица 3.9.5. Поправочные коэффициенты на температуру окружающей среды
Температура, °C
-5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
В земле В воздухе 1,13 1,21 1,10 1,18 1,06 1,14 1,03 1,11 1,00 1,07 0,97 1,04 0,93 1,00 0,89 0,96 0,86 0,92 0,82 0,88 0,77 0,83 0,73 0,78
Условия расчета токов короткого замыкания. Для всех типов кабеля и сечений ток КЗ вычисляется, исходя из нижеприведённых условий.
Допустимая температура на жиле, °C: до короткого замыкания.........................90
при коротком замыкании.....................250
Допустимая температура на медном экране, °C: до короткого замыкания......................70
при коротком замыкании.....................350
Поправочные коэффициенты на удельное сопротивление грунта приведены в табл. 3.9.6.
Поправочные коэффициенты на проложенные рядом кабели приведены в табл. 3.9.7.
Таблица 3.9.6. Поправочные коэффициенты на удельное сопротивление грунта
Удельное термическое сопротивление грунта, К’ м/Вт
0,7 1,0 1,2 1,5 2,0 2,5 3,0
Поправочный коэффициент 1,10 1,00 0,92 0,85 0,75 0,69 0,63
Таблица 3.9.7. Поправочные коэффициенты на рядом , проложенные кабели
Тип кабелей и номинальное напряжение Число кабелей/систем
2 4 6 8 10
Одножильные, 10-35 кВ 0,85 0,70 0,63 0,58 0,56
Трехжильные, 10 кВ 0,85 0,70 0,63 0,59 0,56
Токи короткого замыкания. Односекундные токи короткого замыкания по жиле и экрану не должны превышать приведенных в табл. 3.9.8 и 3.9.9.
Для продолжительности короткого замыкания, отличающейся от 1с, значения токов умножаются на коэффициент
где t — продолжительность короткого замыкания, с.
Таблица 3.9.8
Сечение жилы, мм2
35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 630 800
1-сек. ток КЗ жилы, кА медная 5,0 7,2 10,0 13,6 17,2 21,5 26,5 34,3 42,9 57,2 71,5 90,1 114,4
алюминиевая 3,3 4,7 6,6 8.9 11,3 14,2 17,5 22,7 28,2 37,6 47,0 59,2 75,2
Таблица 3.9.9
Сечение экрана, мм2
16 25 35 50 70
1-сек. ток КЗ экрана, кА 3,3 5,1 7,1 10,1 14,1
Условия прокладки. При прокладке кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена радиус изгиба должен быть не меньше 15х£), где D — наружный диаметр кабеля.
При протяжке кабеля чулком или за жилу усилия тяжения не должны превышать следующие значения:
F = Sx50 Н/ мм2 — для медной жилыц
F = Sx30 Н/мм2 — для алюминиевой жилы,
где S — общее сечение жил в мм2.
При прокладке температура кабелей должна быть не ниже:
для кабелей с оболочкой из ПВХ-пластиката — 15 °C;
для кабелей с оболочкой из полиэтилена — 20 °C.
При более низкой температуре кабель должен быть подогрет перед прокладкой. Это может быть сделано хранением кабеля в теплом помещении (около 20 °C) в течение 48 ч или с помощью специального оборудования.
Испытания после прокладки. Кабель после прокладки и монтажа должен быть испытан постоянным напряжением 60 кВ (кабель 10 кВ) или 175 кВ (кабель 35 кВ) в течение 10 мин.
Оболочка кабеля должна быть испытана постоянным напряжением 10 кВ, приложенным между металлическим экраном и заземлителем в течение 10 мин. Профилактических испытаний завод-изготовитель не требует.
Величины сопротивлений жилы постоянному току, индуктивного сопротивления и емкостей кабелей приведены соответственно в табл. 3.9.10, 3.9.11 и 3.9.12.
Сопротивление жилы при температуре, отличной от 20 °C. вычисляется по формуле:
= — для медной жилы
„ п 228+8
2545 — для алюминиевои жилы,
где 8 —температура жилы, °C; R20 — сопротивление жилы при 20 °C, Ом/км;
— сопротивление жилы при 8 °C, Ом/км.
Таблица 3.9.10. Сопротивление жилы постоянному току при 20 °C
Номинальное сечение жилы, мм2 Сопротивление, Ом/км Номинальное сечение жилы, мм2 Сопротивление, Ом/км
медной жилы алюминиевой жилы медной жилы алюминиевой жилы
35 0,524 0,868 240 0,0754 0,125
50 0,387 0,641 300 0,0601 0,100
70 0,268 0,443 400 0,0470 0,0778
95 0,193 0,320 500 0,0366 0,0605
120 0,153 0,253 630 0,0283 0,0469
150 0,124 0,206 800 0,0221 0,0367
185 0,0991 0,164
Таблица 3.9.11. Индуктивное сопротивление жилы при частоте 50 Гц
Индуктивное сопротивление, Ом/км
Номинальное много- 10 кВ 35 кВ
сечение жилы, мм2 жильный кабель одножильный кабель
GOG* & GOO* &
35 0,116 0,238 0,158 — —
50 0,110 0,228 0,150 0,234 0,154
70 0,103 0,219 0,143 0,225 0,147
95 0,099 0,210 0,137 0,216 0,139
120 0,095 0,203 0,132 0,210 0,134
150 0,092 0,194 0,128 0,201 0,129
185 0,090 0,189 0,124 0,196 0,125
240 0,087 0,182 0,120 0,189 0,120
300 0,084 0,179 0,116 0,183 0,115
400 — 0,166 0,111 0,173 0,110
500 — 0,161 0,108 0,168 0,106
630 — 0,153 0,104 0,160 0,103
800 — 0,148 0,101 0,155 0,100
* Расстояние между кабелями — 7 см.
Таблица 3.9.12. Емкость кабелей
Емкость кабеля, мкФ/ км Номинальное сечение жил, мм2
35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 630 800
10 кВ 35 кВ 0,21 0,23 0,13 0,26 0,15 0,29 0,16 0,31 0,18 0,34 0,19 0,37 0,20 0,41 OJ22 0,45 _&,2£ 0,50 0^27. 0,55 0,61 0,33| 0,68 0,36
3.9.5. Кабели на напряжение 110-220 кВ
Основные характеристики кабелей с СПЭ-изоляцией в сопоставлении с маслонаполненным кабелем высокого давления приведены в табл. 3.9.13.
Из табл. 3.9.13 видно, что основными преимуществами кабеля с СПЭ изоляцией являются:
• большая пропускная способность за счет увеличения допустимой температуры на жиле кабеля;
• высокий ток термической устойчивости при КЗ, что особенно важно в случае, когда сечение кабеля выбрано только на основании номинального тока;
• низкий вес, меньший диаметр и, вследствие этого, легкость прокладки как в кабельных сооружениях, так и в земле на сложных трассах:
• твердая изоляция дает огромные преимущества при прокладке на местности с большими наклонами, возвышенностями и на пересеченной местности, т.е. на трассах с большой разницей уровней, за счет отсутствия эффекта стекания массы;
• отсутствие жидкости (масла) под давлением и, следовательно, дорогостоящего подпитывающего оборудования, ведет к значительному уменьшению расходов при эксплуатации, упрощению монтажного оборудования, сокращению времени и стоимости работ по прокладке и монтажу;
Таблица 3.9.13. Основные характеристики в сопоставлении с маслонаполненным кабелем высокого давления
Кабель с СПЭ изоляцией Маслонаполненный кабель высокого давления
Длительно допустимая температура, °C 90 85
Допустимый нагрев в аварийном режиме, °C 130 90
Плотность односекундного тока КЗ, А/мм2.-медная жила 144 101
алюминиевая жила 93 67
Предельно допустимая температура при протекании тока КЗ, °C 250 200
Относительная диэлектрическая проницаемость Е при 20 °C 2,4 3,3
Коэффициент диэлектрических потерь tg 5 при 20 °C 0,0004 0,004
Kaf— - -------'.ей " "U-.rr— —
• возможность быстрого ремонта в случае пробоя;
• отсутствие утечек масла при повреждении оболочек и опасности загрязнения окружающей среды.
3.9.6. Одножильные кабели марок ПвП (ПвПу), АПвП (АПвПу), ПвВ (ПвВнг), АПвВ (АПвВнг) на напряжение 110-220 кВ
Конструкция. Круглая многопроволочная медная или алюминиевая жила, полупроводящий слой по жиле, изоляция из сшитого полиэтилена, полупроводящий слой по изоляции, полупроводящая лента, экран из медных проволок и медная лента, полупроводящая лента, полиэтиленовая оболочка (усиленная полиэтиленовая оболочка с продольными ребрами жесткости) или оболочка из ПВХ пластиката. Экран состоит из медных проволок и наложенной поверх них с повивом медной ленты. Для обеспечения продольной герметизации в кабелях с индексом «г» используется слой водонабухающего материала. При контакте с водой этот слой разбухает и формирует продольный барьер, таким образом предотвращая распространение влаги при повреждении наружной оболочки.
Кабели имеют оболочку из черного полиэтилена или ПВХ пластиката Кабели с индексом «у» имеют усиленную полиэтиленовую оболочку с продольными ребрами жесткости, предназначенными для предотвращения повреждений оболочки при прокладке на сложных участках кабельных трасс.
Кабели с индексом «2г» помимо продольной герметизации экрана имеют оболочку, состоящую из алюминиевой ленты, сваренной с полиэтиленовой оболочкой. Такая конструкция создает абсолютный диффузионный барьер проникновению паров воды, где наружная оболочка из черного полиэтилена служит как механическая защита.
Технические характеристики кабелей приведены в табл. 3.9.14 и 3.9.15.
Пример обозначения.
АПвПу 1x800/35-110, АПвП2г 1x300/35-220 (см. с.27).
Нагрузочная способность. Нагрузочная способность приведена для кабелей ПО кВ с полиэтиленовой оболочкой без герметизации и рассчитана при следующих условиях.
При прокладке в земле: фактор нагрузки.................................0,7
глубина прокладки, см.......................120
термическое сопротивление влажного грунта, К м/Вт..............................1,0
термическое сопротивление осушенного
грунта, К м/Вт................................2,5
температура окружающей среды. °C..............15
температура жилы. °C..........................90
При прокладке на воздухе: фактор нагрузки............................. 1,0
температура окружающей среды ...............25°С
температура жилы..............................90°С
заземление экрана ............................ с обоих концов
При расположении кабелей треугольником их прокладывают вплотную. При расположении в плоскости расстояние между осями кабелей — 16 см.
Нагрузочная способность кабелей 220 кВ рассчитана при следующих условиях.
Таблица 3.9.14. Технические характеристики кабелей 110 кВ
Номинальное сечение жил, мм2
185 240 300 350 400 500 630 800 1000
Общее сечение экрана*, мм2 35 35 35 35 35 35 35 35 35
Толщина изоляции, мм 16,0 16,0 16,0 16,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0
Толщина оболочки, мм 3,0 3,0 3,2 3,2 3,4 3,4 3,6 3,6 3,8
Циетпши**, ММ 64 66 69 70 70 74 77 81 86
Масса прибл.**, кг/км: алюминиевая жила 3400 3700 4000 4200 4300 4800 5400 6100 7000
медная жила 4600 5200 5900 6400 6800 7900 9300 11100 13200
Минимальный радиус изгиба, см 95 100 105 105 105 ПО 115 120 130
Дополнительное усилие тяжения, кН: алюминиевая жила 5,55 7,20 9,00 10,5 12,0 15,0 18,9 24,0 30,0
медная жила 9,25 12,0 15,0 17,5 20,0 25,0 31,5 40,0 50,0
Сопротивление постоянному току, Ом/км: медной жилы 0,0991 0,0754 0,060 0,054 0,047 0,0366 0,0283 0,0221 0,0167
алюминиевой жилы 0,1640 0,1250 0,100 0,089 0,077 0,0605 0,0469 0,0367 0,0291
Индуктивность, мГн/км (S) 0,50 0,48 0,46 0,45 0,44 0,43 0,41 0,39 0,38
Емкость, мкФ/км 0,13 0,14 0,15 0,16 0,17 0,19 0,20 0,22 0,24
* Сечение экрана может быть увеличено
** Масса кабеля дана для кабелей с полиэтиленовой оболочкой и защитой от продольного и поперечного распространения влаги и основным сечением экрана
При прокладке в земле: фактор нагрузки.............................0,7
глубина прокладки, см..................... 120
термическое сопротивление влажного грунта. К м/Вт................................ 1.0
термическое сопротивление осушенного грунта, К м/Вт................................ 1,0
температура окружающей среды, °C.............. 15
температура жилы, °C...........................90
При прокладке на воздухе: фактор нагрузки................................ 1,0
температура окружающей среды, °C..............25
температура жилы, °C...........................90
Таблица 3.9.15. Технические характеристики кабелей 220 кВ
Номинальное сечение жил, мм2
630 800 1000
Общее сечение экрана*, мм2 150 150 150
Толщина изоляции, мм 26,0 25,0 25,0
Толщина оболочки, мм 4,0 4,0 4,0
Овне(Ш1Ий , мм 107 111 115
Масса прибл.**, кг/км: алюминиевая жила 10 11 12
медная жила 14 16 19
Минимальный радиус изгиба, см 270 । 1 280 290
Дополнительное усилие тяжения, кН: алюминиевая жила 18,9 24,0 30,0
медная жила 31,5 40,0 50,0
Сопротивление постоянному току, Ом/км: медной жилы 0,0283 0,0221 0,0176
алюминиевой жилы 0,0469 0,0367 0,0291
Индуктивность, мГн/км 0,46 0,44 0,42
& Емкость, мкФ/км 0,13 0,15 0,16
* Сечение экрана может быть увеличено
** Масса кабеля дана для кабелей с полиэтиленовой оболочкой и защитой от продольного и поперечного распространения влаги и основным сечением экрана.
Токи в экране отсутствуют, что достигается либо заземлением экрана только с одной стороны, либо использованием транспозиции.
При расположении одножильных кабелей треугольником кабели прокладывают вплотную.
При расположении одножильных кабелей в плоскости расстояние между осями кабелей — 30 см.
Нагрузочная способность кабелей ПО кВ приведена в табл. 3.9.16, пропускная способность кабелей 220 кВ приведена в табл. 3.9.17.
Условия расчета токов короткого замыкания. Для всех типов кабеля и сечений ток КЗ вычисляется, исходя из нижеприведённых условий.
Допустимая температура на жиле, °C: до короткого замыкания.................. 90
при коротком замыкании................ 250
Допустимая температура на медном экране, °C: до короткого замыкания .............. 70
при коротком замыкании................ 350
Токи короткого замыкания. Односекундные токи короткого замыкания по жиле и экрану не должны превышать приведенных в табл. 3.9.18 и 3.9.19.
Таблица 3.9.16. Нагрузочная способность кабелей 110 кВ
Номинальное сечение жил, мм2
185 240 300 350 400 500 630 800 1000
Длительно допустимый ток в земле, А: (?) медная жила ОО алюмин, жила 462 533 600 640 1 682 769 856 966 1052
361 418 471 505 539 615 698 793 881
Длительно допустимый ток в земле, А: медная жила 482 545 602 633 667 735 805 880 944
алюмин, жила 387 441 490 522 551 615 684 759 829
Длительно допустимый ток в воздухе, А: q медная жила ОО алюмин, жила 578 680 773 835 893 1028 1180 1346 1494
451 530 604 657 703 816 948 1097 1244
Длительно допустимый ток в воздухе, А: медная жила алюмин, жила 614 716 810 870 926 1053 1196 1357 1503
485 569 646 695 746 859 988 1137 1283
Таблица 3.9.17. Пропускная способность кабелей 220 кВ
Номинальное сечение жил, мм2
630 800 1000
Пропускная способность тока в земле, МВ-А (А):
0 медная жила алюмин, жила 384,5 (1009) 429,0 (1126) 466,6 (1225)
309,5 (812) 351,1 (921) 390,3 (1024)
Пропускная способность тока в земле, МВ А (А):
медная жила 437,3 (1148) 493,6 (1299) 549,6 (1442)
алюмин, жила Пропускная способность тока в возд., МВ-А (А): 345,4 (909) 395,0 (1040) 446,8 (1173)
q медная жила ОО алюмин, жила 422,7 (1162) 503,2 (1325) 555,9 (1465)
354,6 (931) 409,3 (1076) 461,7 (1215)
Пропускная способность тока в возд., МВ-А (А):
медная жила 503,6 (1316) 576,7 (1514) 650,3 (1706)
алюмин, жила 398,3 (1041) 460,7 (1209) 527,5 (1384)
Таблица 3.9.18
Сечение жилы, мм2
35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 630 800
1-сек. ток КЗ жилы, кА медная 5,0 7,2 10,0 13,6 17,2 21,5 26,5 34,3 42,9 57,2 71,5 90,1 114,4
алюминиевая 3,3 4,7 6,6 8.9 11,3 14,2 17,5 22,7 28,2 37,6 47,0 59,2 75,2
Таблица 3.9.19
Сечение жилы, мм2
16 25 35 50 95 120 150 185 210 240
1-сек. ток КЗ экрана, кА 3,3 5,1 7,1 10,1 19,4 25 30 37 43 49
Условия прокладки. При прокладке кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена радиус изгиба должен быть не меньше 15х£) для кабеля ПО кВ и 25х£) для кабеля 220 кВ, где D — наружный диаметр кабеля
В отдельных случаях для кабеля 220 кВ радиус может быть уменьшен до 15х£) для однократного изгиба, например, при монтаже концевых заделок.
При протяжке кабеля чулком или за жилу усилия тяжения не должны превышать следующие значения:
F = Sx50 Н/мм2 — для медной жилы;
F = Sx30 Н/мм2 — для алюминиевой жилы, где S — общее сечение жил в мм2.
Кабели 110 кВ могут прокладываться без предварительного подогрева при температуре до -20 °C для кабелей с полиэтиленовой оболочкой и -15 °C — для кабелей с ПВХ оболочкой.
При прокладке кабелей 220 кВ температура кабелей должна быть не ниже +5 °C.
При более низкой температуре кабель должен быть подогрет перед прокладкой. Это может быть сделано хранением кабеля в теплом помещении (около 20 °C) в течение 48 ч или с помощью специального оборудования.
3.9.7. Протяженность и укладка кабелей
Протяженность кабеля. Все виды кабелей, указанных в этом разделе, имеют стандартную длину доставки около 500 м.
Тем не менее, существует возможность увеличивать их протяженность,
На барабане При растяжении После укладки
R = 12,5x0 Прямо или на воздухе: R = 30x0 В трубах: R = 35x0 С каркасом: R = 15x0 Без каркаса: R = 20x0
где D — внешний диаметр кабеля.
если позволяет разгрузочное оборудование (подъемники и т.д.) в месте назначения и последующие условия.
Укладка кабеля. В таблице даны минимальные радиусы изгиба для кабелей, приведенных в данном разделе, для трех различных ситуаций.
Радиус изгиба вычисляется в соответствии с английским ESI стандартом 09-02
Допустимые механические усилия на проводник. Максимальная растягивающая сила на проводник определяется следующей формулой:
Максимальная растягивающая сила = kxS, в даН, где S — площадь поперечного сечения проводника, мм2; к — максимальная нагрузка, даН/мм2.
Причем к = 6 даН/мм2 — для медного проводника;
к = 5 даН/мм2 — для алюминиевого проводника.
Максимальное боковое давление. Максимальное боковое давление определяется следующей формулой:
,. макс.растягивакгцаясила n„u
Макс.боковоедавление=-------------------------------- Дап
радиусизгиба(прямоили на воздухе)
3.9.8. Конструкции кабелей 6—220 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена, выпускаемых фирмой «АББ Москабель»
Основные сведения. Высокие термические и механические свойства сшитого полиэтилена достигаются изменением молекулярной структуры обычного полиэтилена путем создания новых молекулярных связей. Процесс вулканизации может производиться двумя способами: химической или радиационной сшивкой. Структурные формулы обычного полиэтилена и сшитого полиэтилена показаны на рис. 3.9.1.
Сшивание молекулярных связей ведет к получению сшитого полиэтилена с эластично-резиновыми свойствами и с температурой размягчения выше, чем у обычного полиэтилена, а также более высокими диэлектрическими свойствами. Именно это является главной причиной, заставившей выбрать сшитый полиэтилен как изоляционный материал для кабелей среднего и высокого напряжения.
В настоящий момент СПЭ кабели получили широкое распространение в сетях среднего и высокого напряжения большинства промышленно развитых стран.
Полимерные материалы, которые используются для изоляции и оболочки кабеля обладают большим диапазоном рабочих температур, малой гигроскопичностью, прочностью, легкостью за счет чего достигается значительное улучшение характеристик как в эксплуатации, так и при прокладке
Рис. 3.9.1. Структурные формулы полиэтилена (а) и сшитого полиэтилена (б)
Эти качества обусловили преимущественное применение кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена в развитых странах Европы и Америки.
Так в США и Канаде данный кабель занимает 80...85% всего рынка силовых кабелей, Германии и Дании — 95, а во Франции, Финляндии и Швеции — 100%.
Маркировка кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена.
Условные обозначения кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена
Материал жилы Без обозначения
А
Материал изоляции П в
Броня Б
Ка
Па
Оболочка П
Пу
В
Внг
Медная жила, например, ПвП 1x95/16-10
Алюминиевая жила, напр. АПвП 1x95/16-10 Изоляция из сшитого (вулканизированного) полиэтилена, например, ПвВ 1x95/16-10
Броня из стальных лент, напр. ПвБП 3x95/16-10 Броня из круглых алюминиевых проволок, напр. ПвКаП 1x95/16-10 Броня из профилированных алюминиевых проволок, например, АПвПаП 1x95/16-10 Оболочка из полиэтилена, напр. АПвП 3X150/25-10 Усиленная ребрами жесткости оболочка из полиэтилена, например, АПвПу 3x150/25-10 Оболочка из ПВХ пластиката, например, АПвВ 3x150/25-10 Оболочка из ПВХ пластиката пониженной горючести, например, АПвВнг 3x150/25-10
Тип жилы
г (после обозначения оболочки)
2г (после обозначения оболочки)
Без обозначения
(ож)
Продольная герметизация экрана водонабухающими лентами, напр., АПвПг 1x150/25-10 Поперечная герметизация алюминиевой лентой, сваренной с оболочкой, в сочетании с продольной герметизацией водонабухающими лентами, напр., АПвП2г 1x300/35-64/110 Круглая многопроволочная жила (класс 2) Круглая однопроволочная жила (класс 1), напр. АПвВ 1х50(ож)/16-10
Пример обозначения:
Примечание. Конструкция и маркировка кабеля могут быть изменены при внедрении новых технологий.
3.9.9. Конструкции кабелей 35—500 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена, выпускаемых фирмой «Алкатель кабель» (Франция)
Трехэкранные виды кабелей в высоковольтном диапазоне от 63 до 500 кВ возможны для медных и алюминиевых проводников:
• экран из свинцовой оболочки;
• медный или металлический проволочный экран;
• экран из свинцовой оболочки или медной плоской проволоки (только 400 и 500 кВ).
Условия укладки и заземления кабелей приведены в табл. 3.9.20.
Таблица 3.9.20. Условия укладки и заземления
Укладка Грунтовая укладка Укладка в помещении
подземные кабели кабели на поверхности вмонтированные кабели кабели на поверхности
Глубина укладки d - 1,3 м d = 1,3 м
Термические условия 1-й вариант* 2-й вариант рт=1,0 "См/Вт Г = 20 °C ₽т=1,2 °С-м/Вт Т = 30 °C Т = 30 °C Т = 50 °C рт=1,0 °См/Вт Т = 20 °C рт=1,2 °С-м/Вт Т = 30 °C Т == 30 °C Т = 50 °C
Осевое расстояние Касание формации 2хВнешний диаметр
Метод заземления S < 630 мм2 S > 630 мм2 непрерывное заземление (с циркуляцией тока в металлическом экране ) только в одной точке или заземляющей перемычкой (без циркуляции тока в металлическом экране ) только в одной точке или заземляющей перемычкой ” (без циркуляции тока в металлическом экране )
где рт — термическое сопротивление почвы; Т — температура почвы или воздуха.
3.10. Кабели напряжением 110—500 кВ
3.10.1. Маслонаполненные кабели и кабели с изоляцией из вулканизированного полиэтилена
Маслонаполненные кабели с медной жилой, с изоляцией из пропитанной бумаги, в свинцовой или алюминиевой оболочках предназначены для трехфазных систем с заземленной нейтралью с прямой связью кабельных линий с воздушными линиями электропередачи или без нее.
Маслонаполненные кабели подразделяют на кабели низкого и высокого давления (рис. 3.10.1 и 3.10.2). Длительно допустимое избыточное давление масла в кабелях низкого давления должно быть в пределах 0,06...0,3 МПа, избыточное давление при переходных тепловых процессах 0,04...0,6 МПа. Длительно допустимое избыточное давление масла в трубе кабельной линии высокого давления должно быть в пределах 1,1... 1,6 МПА. Аварийное отключение кабельной линии высокого давления должно производиться при избыточном давлении масла в ней 0,8 МПа.
В табл. 3.10.1 приведены марки маслонаполненных кабелей и преимущественные области их применения.
Кабель марки МВДТ может быть изготовлен без свинцовой оболочки; в этом случае он погружается в специальный транспортировочный контейнер, заполняемый маслом, к марке кабеля добавляется буква «к» — МВДТк.
Рис. 3.10.1. Схема маслонаполненного кабеля низкого давления МНСА-1:
1 — канал для циркуляции масла МН-4; 2 — Z-образные проволоки токопроводящей жилы; 3 — сегментные проволоки жилы; 4 — изоляция из бумаги толщиной 0,08 мм; 5 — изоляция из бумаги толщиной 0,12 мм; 6 — экран из электропроводящей бумаги; 7 — свинцовая оболочка; 8 — упрочняющие покровы;
9 — защитные покровы
Рис. 3.10.2. Схема маслонаполненного кабеля высокого давления в стальном трубопроводе МВДТ: 1 — одножильный кабель;
2 — масло С-220; 3 — стальной трубопровод;
4 — антикоррозионный покров
Таблица 3.10.1. Марки маслонаполненных кабелей на напряжение 110...500 кВ переменного тока (ГОСТ 16441-78)
Преимущественные области применения Марка кабеля
В туннелях и каналах зданий В земле (траншеях), если кабель не подвергается растягивающим усилиям и защищен от механических повреждений То же, а также в туннелях и каналах зданий Под водой, в болотистой местности и в местности, где требуется дополнительная механическая защита кабеля Эксплуатация в стальном трубопроводе с маслом под давлением, прокладываемом в туннелях, земле и под водой МНС, МНАШв, МНАгШв МНСА, МНАШву, МНАгШву МНСШв МНСК МВДТ
Значения букв в марках маслонаполненных кабелей: М (на первом месте) — маслонаполненный; Н или ВД (на втором месте) — (материал оболочки) низкого или высокою давления; С или А (на третьем месте) — материал оболочки — свинцовая или алюминиевая; Аг — алюминиевая гофрированная. Остальные буквы характеризуют конструкцию защитных покровов: Шв — шланг из поливинилхлоридного пластиката: Шву — то же, но с усиленным защитным слоем под шлангом; Т — стальной трубопровод (свинцовая оболочка перед прокладкой кабеля и трубопровод снимается),
вторую букву Т добавляют к маркам кабелей, предназначенных для работы при температурах 85 или 75 °C; К — броня из проволоки.
МНАШв — маслонаполненный, низкого давления, в алюминиевой оболочке, в шланге из поливинилхлоридного пластиката;
МНАгШв — то же, в алюминиевой гофрированной оболочке;
МНАШву — маслонаполненный, низкого давления, в алюминиевой оболочке, в шланге из поливинилхлоридного пластиката, с усиленным защитным слоем под шлангом;
МНАгШву — то же. в алюминиевой гофрированной оболочке:
МНС — маслонаполненный, низкого давления, в свинцовой оболочке, с упрочняющим покровом и с защитным покровом;
МНСА — маслонаполненный, низкого давления, в свинцовой оболочке, с упрочняющим покровом и с защитным Покровом из слоев битумного состава, полиэтилентерефталатных лент и пропитанной кабельной пряжи (или стеклопряжи),
МНСК — маслонаполненный, низкого давления, в свинцовой оболочке, с упрочняющим покровом, с подушкой, с броней из круглых стальных оцинкованных проволок, с наружным покровом из слоев битумного состава, полиэтилентерефталатных лент и пропитанной кабельной пряжи (или стеклопряжи);
МНСШв — маслонаполненный, низкого давления, в свинцовой оболочке, с упрочняющим покровом, в шланге из поливинилхлоридного пластиката;
МВДТ — маслонаполненный, высокого давления, в свинцовой оболочке, снимаемой на месте прокладки при протягивании кабеля в трубопровод;
МВДТк — маслонаполненный, высокого давления, в контейнере с маслом.
Пример условного обозначения: кабель МНСК 1x625-220 ГОСТ 16441-78 — маслонаполненный кабель низкого давления на 220 кВ, сечением 625 мм2, с броней из круглых оцинкованных проволок.
Номинальное сечение жил маслонаполненных кабелей низкого и высокого давления приведено в табл. 3.10.2. Кабели, имеющие сечение, указанное в скобках, изготавливают в технически обоснованных случаях по согласованию между потребителем и изготовителем Круглую токопроводящую жилу кабелей низкого давления изготавливают из медных отожженных луженых проволок с центральным каналом для циркуляции масла (при пропитке кабеля синтетическим маслом допускается изготовление жилы из нелуженых проволок). Диаметр канала жилы сечением 120 мм2 — 9 мм, всех остальных сечений — 12 мм.
Число проволок в жиле:
Сечение, мм2 120 150 и 185 240...400 500...625 800
Число проволок 9 12 24 39 64
Жилу кабелей высокого давления изготавливают из медных отожженных проволок числом не менее:
Сечение, мм2 120...(270) 300...400 500...625 (700)
Минимальное число
проволок 37 61 91 127
Таблица 3.10.2. Сечение жил, мм2, маслонаполненных кабелей
Напряжение, кВ Кабели низкого давления Кабели высокого давления
ПО 120,150, 185,240, (270), 300, (350), 400, 500, (550), 625, (700) 120, 150, 185, 240, (270), 300, 400, 500, (550), 625, (700)
150 120, (270), 300, (350), 400, 500, (550), 625, 800 —
220 300, (350), 400,500, (550), 625,800 300,400, 500, (550), 625, 700
330 — 400, 500, (550), 625, 700
380 — 400, 500, (550), 625, 700
500 — (550), 625, 700
Токопроводящую жилу обматывают кабельной электропроводящей уплотненной одноцветной и двухцветной бумагой (табл. 3.10.3). Не допускается совпадение двух лент бумаги, непосредственно прилегающих к изоляции. Двухцветные ленты экрана (табл. 3.10.4), прилегающие к изоляции, наложены изоляционным слоем в направлении к изоляции. Не допускается совпадение двухцветной ленты экрана с прилегающей к ней лентой изоляции. Слой изоляции, прилегающей к экрану по жиле, изготавливают из высоковольтной кабельной уплотненной бумаги толщиной 0,08 мм, остальная часть изоляции — из высоковольтной кабельной неуплотненной бумаги толщиной 0,12 и 0,17 мм (допускается применение неуплотненной бумаги толщиной 0,08 мм). Общее число поврежденных лент в изоляции не превышает 10 на каждые 100 лент однометрового отрезка кабеля, в том числе не более 5 совпадений двух соседних лент. Не допускается совпадение двух лент изоляции, непосредственно прилегающих к экрану жилы. В остальной части изоляции не допускается совпадение более двух соседних лент. На наружную электропроводящую ленту экрана изоляции кабелей накладывают металлизированную перфорированную ленту металлизированной поверхностью в направлении к оболочке. В кабелях низкого давления допускается замена металлизированной ленты лентой электропроводящей бумаги, наложенной вмасте с медной или алюминиевой лентой. В кабелях высокого давления поверх металлизированной ленты в экране по изоляции накладывают медную перфорированную ленту вместе с лентой электропроводящей бумаги.
Таблица 3.10.3. Толщина изоляции маслонаполненных кабелей, мм
Сечение жилы, мм2 Кабель низкого давления на номинальное напряжение, кВ Кабель высокого давления на номинальное напряжение, кВ
НО 150 220 ПО 220 330 380 500
120 11,0 — — 12,4 — — — —
150 11,0 — — 11,8 — — — —
185 10,6 — - 11,3 — — — —
240 10,6 14,3 — 10,7 — — — —
(270) 10,0 14.3 — 10,5 — — — —
300 10,0 14,3 20,8 10,5 20,7 — — —
(350) 10,0 13.7 20.0 — — — — —
400 9.8 13.7 20.0 10.0 19.1 25.0 28.0 —
500 9.9 13.0 18.8 9,8 18.1 24.0 26.0 —
(550) 9,8 13.0 18?8 9,8 18,1 24,0 26,0 31,0
625 9,6 13,0 18,0 9,6 17,5 23,0 26,0 30,0
(700) — — — 9,6 17,5 23,0 25,0 30,0
800 9,6 13,0 18,0 — — — — —
Таблица 3.10.4. Толщина экрана маслонаполненных кабелей
Тип кабеля Номинальное напряжение, кВ Толщина экрана, мм
по жилам по изоляции
Низкого давления ПО 0,30 0,40
150 0,30 0,40
220 0,40 0,40
Высокого давления 110, 220 0,30 0,60
330, 380, 500 0,45 0,70
Маслонаполненные кабели низкого давления на напряжение 110-220 кВ пропитывают маловязким кабельным маслом марки МН-4, вырабатываемым из анастасиевской нефти с добавкой присадки ионола или топанола, кабели на напряжение 110-500 кВ высокого давления — маслом С-220, изготавливаемым перколяционной очисткой авиационных масел (по ГОСТ 8463-76). В кабелях высокого давления поверх экрана накладывают не менее двух фасонных проволок скольжения из немагнитного металла. Кабели низкого давления поверх изоляции имеют герметичную свинцовую оболочку. Толщина
свинцовых оболочек маслонаполненных кабелей приведена в табл. 3.10.5. При наложении свинцовой оболочки на гидравлическом прессе (прерывного действия) номинальные толщины оболочки увеличивают на 0,2 мм. Единичные местные утончения свинцовой оболочки не превышает 20% ее номинальной толщины и пропаяны. Число паек оболочки на строительной длине кабеля низкого давления не превышает трех на каждые 200 м кабеля. Свинцовая оболочка кабелей низкого давления содержит присадку меди 0,03...0,05% и сурьмы 0,15...0,03% или меди до 0,05%, сурьмы 0,15...0,03%, олова 0,35...0,5% и теллура до 0,005% (допускается свинцовая оболочка, содержащая присадку меди 0,03...0,65%). Свинцовая оболочка кабелей низкого давления, транспортируемых на расстояния более 3000 км или предназначенных для работы при наличии вибрации, содержит присадку меди 0,03...0,005% и сурьмы 0,5...0,65%. Кабели высокого давления имеют временную оболочку из сплава марки Е или свинца марок С2 или СЗ. Свинцовая оболочка с присадкой сурьмы 0,5% и более выдерживает без разрыва растяжение на конусе до 1,3-кратного начального внутреннегодиаметра. Свинцовая оболочка без присадок или с присадками при содержании сурьмы менее 0,5% выдерживает без разрыва растяжение до 1,5 D
Номинальная толщина алюминиевой оболочки кабелей всех сечений равна 2,5 мм, минимальная ее толщина 2,0 мм. Алюминиевая оболочка кабелей диаметром до 45 мм накладывается гладкой, свыше 45 мм — гофрируется. Оболочка имеет синусоидальный или S-образный гофр в пределах 1,08...1,25 D, шаг гофрирования не более 30...50% наружного диаметра выступов оболочки. Единичные местные утончения алюминиевой оболочки не превышают 40% ее номинальной толщины и пропаяны. Алюминиевая оболочка выдерживает без разрыва растяжение на конусе до 1,3-кратного начального внутреннего диаметра.
Кабели низкого давления поверх свинцовой оболочки имеют упрочняющий покров из лент ПЭТФ и ПВХ пластиката и двух лент из немагнитного материала. Кабели МНС поверх упрочняющего покрова имеют наружный покров из лент ПВХ пластиката. Кабель МНСК имеет подушку, состоя-
Таблица 3.10.5. Толщина свинцовой оболочки маслонаполненных кабелей
Диаметр под оболочкой, мм Толщина свинцовой оболочки, мм
низкого давления высокого давления
минимальная номинальная минимальная номинальная
До 30 3,7 3,0 2,3 2,6
50... 70 3,0 3,3 2,5 2,8
70...90 3,3 3,6 3,0 3,3
90...100 — । Z 3,0 1 3,6
щую из слоев битумного состава, ПЭТФ (или резиновых лент), лент крепированной бумаги или предварительно пропитанной кабельной бумаги, кабельной пряжи или стеклопряжи. Поверх подушки накладывают броню из стальных оцинкованных проволок. Кабели МНСА поверх упрочняющего покрова и кабели МНСК поверх брони имеют наружный покров, состоящий из слоев битумного состава, ПЭТФ лент (или резиновых лент), ленты крепированной бумаги (или предварительно пропитанной кабельной бумаги), предварительно пропитанной кабельной пряжи или стеклопряжи и мелового покрытия. Кабели МНСА могут иметь стальные проволоки, служащие для протягивания кабеля при прокладке. Кабель МНСШв поверх упрочняющего покрова имеет слой битумного состава, ленты ПЭТФ и шланг из ПВХ пластиката. Кабели МНАШв и МНАгШв поверх алюминиевой оболочки имеют защитный покров, состоящий из битумного слоя, лент ПЭТФ и шланга из ПВХ пластиката, кабели МНАШву и МНАгШву поверх алюминиевой оболочки имеют защитный покров, состоящий из битумного состава, лент крепированной бумаги, ПЭТФ и прорезиненной невулканизированной ткани и шланга из ПВХ пластиката. ПЭТФ и другие ленты защитного покрова накладывают с перекрытием не менее 10 мм. Число починок шланга не превышает двух на каждые 400 м кабеля.
Броня кабеля МНСК выполняется из стальных оцинкованных проволок диаметром не менее 4 мм, разделенных на 4...6 участков медными проволоками такого же диаметра.
Битумный состав не вытекает из защитного покрова при температуре 60 °C, а из покровов, предназначенных для работы при 85 и 75 °C, — при температуре 80 или 65 °C соответственно.
В кабелях МНСК поверх упрочняющего покрова под броней размещена подушка толщиной не менее 2,5 мм, наружный покров кабелей МНСА, МНСК и МНС имеет толщину не менее 2,5 мм. В кабеле МНСШв поверх упрочняющего покрова и в кабелях МНАШв и МНАгШв поверх алюминиевой оболочки накладывают шланг из ПВХ пластиката толщиной не менее 3,2 мм. а в кабеле МНАШву и МНАгШву — не менее 5.5 мм
Расчетные наружный диаметр и масса маслонаполненных кабелей на напряжение ПО и 220 кВ по ГОСТ 16441-78 приведены в табл. 3.10.6. Электрическое сопротивление жилы маслонаполненного кабеля постоянному току при 20 °C на длине 1 км соответствует табл. 3.10.7. Проба масла из канала кабеля низкого давления, из бака давления, подключенного к кабелю, из контейнера с кабелем высокого давления через 2... 10 сут имеет электрическую прочность при частоте 50 Гц и температуре масла (20±10) °C не менее 18 МВ/м; значение tg8 при напряженности электрического поля 1 МВ/м и температуре масла (100± 1) °C — не более 0,007 (масла из канала жилы кабеля низкого давления и бака давления) и не более 0,003 (масла из контейнера).
Маслонаполненные кабели разрешается прокладывать при температуре окружающего воздуха и кабеля не ниже -5 °C. Температура в эксплуата-
щую из слоев битумного состава, ПЭТФ (или резиновых лент), лент крепированной бумаги или предварительно пропитанной кабельной бумаги, кабельной пряжи или стеклопряжи. Поверх подушки накладывают броню из стальных оцинкованных проволок. Кабели МНСА поверх упрочняющего покрова и кабели МНСК поверх брони имеют наружный покров, состоящий из слоев битумного состава, ПЭТФ лент (или резиновых лент), ленты крепированной бумаги (или предварительно пропитанной кабельной бумаги), предварительно пропитанной кабельной пряжи или стеклопряжи и мелового покрытия. Кабели МНСА могут иметь стальные проволоки, служащие для протягивания кабеля при прокладке. Кабель МНСШв поверх упрочняющего покрова имеет слой битумного состава, ленты ПЭТФ и шланг из ПВХ пластиката. Кабели МНАШв и МНАгШв поверх алюминиевой оболочки имеют защитный покров, состоящий из битумного слоя, лент ПЭТФ и шланга из ПВХ пластиката, кабели МНАШву и МНАгШву поверх алюминиевой оболочки имеют защитный покров, состоящий из битумного состава, лент крепированной бумаги, ПЭТФ и прорезиненной невулканизированной ткани и шланга из ПВХ пластиката. ПЭТФ и другие ленты защитного покрова накладывают с перекрытием не менее 10 мм. Число починок шланга не превышает двух на каждые 400 м кабеля.
Броня кабеля МНСК выполняется из стальных оцинкованных проволок диаметром не менее 4 мм, разделенных на 4...6 участков медными проволоками такого же диаметра.
Битумный состав не вытекает из защитного покрова при температуре 60 °C, а из покровов, предназначенных для работы при 85 и 75 °C, — при температуре 80 или 65 °C соответственно.
В кабелях МНСК поверх упрочняющего покрова под броней размещена подушка толщиной не менее 2,5 мм, наружный покров кабелей МНСА, МНСК и МНС имеет толщину не менее 2,5 мм. В кабеле МНСШв поверх упрочняющего покрова и в кабелях МНАШв и МНАгШв поверх алюминиевой оболочки накладывают шланг из ПВХ пластиката толщиной не менее 3,2 мм, а в кабеле МНАШву и МНАгШву — не менее 5,5 мм.
Расчетные наружный диаметр и масса маслонаполненных кабелей на напряжение НО и 220 кВ по ГОСТ 16441-78 приведены в табл. 3.10.6. Электрическое сопротивление жилы маслонаполненного кабеля постоянному току при 20 °C на длине 1 км соответствует табл. 3.10.7. Проба масла из канала кабеля низкого давления, из бака давления, подключенного к кабелю, из контейнера с кабелем высокого давления через 2... 10 сут имеет электрическую прочность при частоте 50 Гц и температуре масла (20±10) °C не менее 18 МВ/м; значение tg8 при напряженности электрического поля 1 МВ/м и температуре масла (100±1) °C — не более 0,007 (масла из канала жилы кабеля низкого давления и бака давления) и не более 0,003 (масла из контейнера).
Маслонаполненные кабели разрешается прокладывать при температуре окружающего воздуха и кабеля не ниже -5 °C. Температура в эксплуата-
Таблица 3.10.6. Расчетные внешний диаметр D и масса g маслонаполненных кабелей на напряжение 110 и 220 кВ по ГОСТ 16441—78
Сечение, МСС МССА МССК МССШв МВДТ
мм2 D, мм &кг/йм D, мм &кг/йм D, мм |&кг/йм О,мм |&кг/аи D, мм |&кг/йм
На напряжение ПО кВ
120 52,1 8731 57,9 9212 79,5 17815 55,7 9111 53,0 8621
150 55,5 9795 61,3 10304 82,9 19355 59,1 10197 53,5 8959
185 56,8 10276 62,6 10795 84,2 20021 60,4 10689 54,3 9597
240 57,0 10842 62,8 11363 84,4 20613 60,6 11256 55,5 10473
(270) 56,8 11078 62,6 11598 84,2 20823 60,4 11491 56,5 10076
300 57,7 11513 63,5 12043 85,1 21379 61,3 11933 57,5 11402
(350) 59,1 12240 64,9 12784 86,5 22301 62,7 12670 — —
400 60,1 12877 65,9 13428 87,5 22081 63,7 13315 60,2 12856
(425) 60,7 13247 66,5 13802 88,1 23534 64,5 13716 60,8 13143
500 83,3 14852 69,1 15429 90,7 25502 67,1 15339 62,8 14233
500* 64,2 15217 70,0 15804 91,6 25992 68,0 15710 — —
(550) 64,4 15673 70,2 16259 91,8 26474 68,2 16168 64,1 14863
(550)* 65,4 15909 71,2 16504 92,8 26849 69,2 1640 — —
625 65,7 16668 71,5 17265 93,1 27649 69,5 17171 66,0 16011
625* 66,4 16792 72,2 17397 93,8 27873 70,2 17301 — —
700 — 67,7 16963
800 70,2 19251 76,0 19888 97,6 30863 74,0 19789 — —
На напряжение 220 кВ
300 80,0 18057 85,8 18776 107,4 31029 84,2 18736 79,3 17925
(350) 79,8 18405 85,6 19124 107,2 31346 84,0 19083 — —
400 81,2 19221 87,0 19952 108,6 32362 85,4 19911 79,8 18905
(425) 81,8 19617 87,6 20353 109,2 32853 86,0 20311 80,4 19211
500 81,4 20093 87,2 20825 108,8 33269 85,6 20784 80,8 19978
500* 82,3 20349 88,1 21089 109,7 33648 86,5 21047 — —
(550) 82,5 20841 88,3 21583 109,9 34155 86,7 21544 82,1 20616
(550)* 84,1 21993 89,9 22749 111,5 35535 88,3 22706 — —
625 82,6 21464 88,4 22206 110,0 34808 86,8 22163 83,2 21692
625* 83,9 22544 89,7 23297 111,3 36070 88,1 23258 — —
700 — 84,9 22711
800 87,7 22199 93,5 25985 115,1 39267 91,9 55940 — —
* Диаметр внутреннего канала 14,5 мм.
Примечание. Кабели, сечение которых указано в скобках выпускаются в технически обоснованных случаях.
Таблица 3.10.7. Электрическое сопротивление жил маслонаполненных кабелей
Сечение, мм2 Электрическое сопротивление жил кабеля, Ом
низкого давления высокого давления
120 0,1495 0,1513
150 0,1196 0,1209
185 0,09693 0,09799
240 0,07471 0,07601
(270)* 0,06641 0,06593
300 0,05977 0,06040
(350)* 0,05123 —
400 0,04483 0,04453
500 0,03587 0,03575
(550)* 0,03260 0,03295
625 0,02869 0,02846
(700)* — 0,02562
800 0,02242 —
ции для кабелей низкого давления должна быть не ниже О °C (допускается температура до -20 °C на участках под концевыми муфтами длиной не более 5 м). Для кабелей низкого давления, пропитанных синтетическим маслом, эти температуры соответственно равны -20 и -40 °C. Для кабеля высокого давления минимальная температура в эксплуатации не ниже 0 °C.
Радиус внутренней кривой изгиба кабеля низкого давления при прокладке должен быть не менее:
• в гладкой алюминиевой оболочке — 30 (D + d);
• в свинцовой или гофрированной алюминиевой оболочке 25 (D + d);
• то же для кабеля высокого давления;
• при одновременном изгибании трех кабелей 40 £);
• при изгибании одного кабеля 35 D, где D — наружный диаметр гладкой алюминиевой или свинцовой оболочки (для гофрированной алюминиевой оболочки диаметр по выступам) кабеля низкого давления, для кабеля высокого давления — диаметр по проволокам скольжения, мм; d — наружный диаметр жилы, мм.
Допускается прокладка кабелей низкого давления в трубы длиной до 20 м. Диаметр труб должен быть не менее 150 мм. По согласованию потребителя с изготовителем допускается прокладка кабелей в трубы длиной до 50 м.
Расчетная длительно допустимая температура токопроводящих жил кабелей, проложенных в земле, в воздухе и под водой, не должна превышать 85°С для кабелей 110-220 кВ и 75°С для кабелей 330-500 кВ, а также кабелей марок МНСА и МНСК, если имеется достаточная информация об условиях охлаждения кабелей по всей трассе, а коэффициент среднесуточного значения тока нагрузки не превосходит 0,8.
В случае засыпки кабелей грунтом, вынутым из траншеи, при отсутствии данных об условиях охлаждения кабелей или при коэффициенте среднесуточного значения тока нагрузки, превышающем 0.8, расчетная температура должна быть снижена до 70 °C.
Максимально допустимая температура жил кабелей во время эксплуатации не должна превышать 90 °C для кабелей на напряжение 110-220 кВ и 80 °C для кабелей 330-500 кВ и кабелей марок МНСА, МНСК при продолжительности непрерывной работы кабелей в условиях перегрузки не более 100 ч, если коэффициент среднесуточного значения тока не превышает 0,8, и не более 50 ч, если коэффициент среднесуточного значения тока более 0,8. В течение года допускается один период перегрузки
Максимально допустимая температура масла должна быть 0,8 Тет, где Твсп, — температура вспышки масла.
Предельные значения давления масла в кабельных линиях представлены в табл. 3.10.8, значения сопротивления и емкости — в табл. 3.10.9.
В табл. 3.10.10 представлен допустимый ток нагрузки линий ПО и 220 кВ с кабелем марки МНСА. Значения допустимых нагрузок даны по материалам ВНИИКП.
Удельное тепловое сопротивление грунта можно принимать ориентировочно равным 1,2 °С-м/Вт, если измеренное значение меньше или равно вышеуказанному
Значения 0,8 °С-м/Вт следует применять в случае засыпки кабельных линий искусственным грунтом, а также в случаях, когда имеются соответствующие данные о систематически контролируемой величине.
Глубина прокладки кабелей в земле 1500 мм, кабели низкого давления в трехфазной линии располагаются по вершинам равностороннего треугольника впритык, расстояние между центрами параллельных линий при расчете взаимного теплового влияния принято равным 650 мм.
Допустимые нагрузки линий приведены для расчетных температур жилы при прокладке в земле 70 °C, при прокладке в воздухе 80 °C для кабелей ПО и 70°С для кабелей 220 кВ. Расчетная температура окружающей среды принимается для земли +15, для воздуха +25 °C. Взаимное тепловое влияние параллельных линий, проложенных в воздухе, не учитывалось.
Для кабелей низкого давления марки МНСА допустимые нагрузки приведены для случая, когда оболочки разных фаз соединены между собой и заземлены с обоих концов линии.
Таблица 3.10.8. Предельные значения давления масла в кабельных линиях
Эксплуатационные параметры Давление масла
МПа кгс/см2
Длительно допустимое избыточное давление масла: кабельные линии низкого давления с кабелями в свинцовой оболочке; 0,0245...0,294 0,25...3,0
кабельные линии низкого давления с кабелями в алюминиевой оболочке; 0,245...0,49 0,25...5,0
кабельные линии высокого давления 1,08...1,57 П,0...16,0
Избыточное давление при переходных процессах: кабельные линии низкого давления с кабелями в свинцовой оболочке; 0,0149...0,590 0,15...6,0
кабельные линии низкого давления с кабелями в алюминиевой оболочке; 0,0149...0,98 0,15...10,0
кабельные линии высокого давления 0,98...1,76 10,0. .18,0
Аварийное отключение при снижении избыточного давления: кабельные линии низкого давления; До 0,0102 До 0.11
кабельные линии высокого давления: 110 кВ; До 0,49 До 5,0
220-500 кВ До 0,785 До 8,0
Давление масла при хранении: при подпитке от бака давления, 0,0245...0,294 0,25...3,0
в контейнере 0,0049...0,0294 0,05...0,25
Примечание. При транспортировке и хранении температура окружающего воздуха для кабелей низкого давления, пропитанных нефтяным маслом, не должна быть ниже —25 °C, а синтетическим — —40 'С, для кабелей высокого давления, поставляемых с подпиткой от бака давления, — -10 °C, для кабелей, поставляемых без бака, нижний предел температуры не
ограничивается.
Для определения допустимой нагрузки на кабель марки МНСК (кабель с броней из круглых проволок) допустимый ток принимается согласно табл. 3.10.11 при обязательном условии, что в кабелях марки МНСК не только свинцовые оболочки, но и бронепроволоки разных фаз соединяются между собой и заземляются с двух сторон.
В табл. 3.10.11 представлены допустимые токи кабельных линий ПО и 220 кВ марки МНСК, процент допустимых токов кабелей марки МНСА и число бронирующих проволок.
В табл. 3.10.12. указан допустимый ток нагрузки линий ПО кВ с кабелями марок МНАШв и МНАгШв при соединении оболочек на обоих концах линии, а в табл. 3.10.13 — на одном конце линии.
Таблица 3.10.9. Электрическое сопротивление R, Ом/км, и емкость С, мкФ/км, маслонаполненных линий 110—220 кВ
Сечение жилы, мм2 Линии низкого давления Линии высокого давления
Rio Rjo с Rio Rto 1 ~
Линии на напряжение ПО кВ
150 0,1196 0.1438 о'267 0.1209 0.1446 0.219
185 0,0969 0,1169 0,294 0.0980 0.1177 0.241
240 0.0747 0.0906 0.296 0.0760 0.0918 0.273
270 0,0664 0,0809 0,319 0,0659 0,0822 0,291
300 0,0598 0,0731 0,328 0,0604 0,0746 0,300
350 0,0512 0,0632 0,342 — — —
400 0,0448 0,0558 0,362 0,0445 0,0580 0,348
500 0,0359 0,0528 0,388 0,0358 0,0485 0,384
550 0,0326 0,0420 0,400 0,0300 0,0452 0,398
625 0,0287 0,0378 0,424 0,0285 0,0415 0,428
700 — — — 0,0256 0,0386 0,445
800 0,0224 0,0312 Линии на 0,470 напряжен ие 220 кВ — —
300 0,0598 0,0729 0,198 0,0604 0,0740 0,189
350 0,0512 0,0629 0,210 — — —
400 0,0448 0,0555 0,218 0,0445 0,0571 0,219
500 0,0359 0,0453 0,241 0,0358 0,0475 0,244
550 0,0326 0,0416 0,247 0,0330 0,0441 0,251
625 0,0287 0,0374 0,264 0,0285 0,0402 0,271
700 — — — 0,0256 0,0373 0,281
800 0,0224 0,0306 0,290 — — —
Примечание. /?20 — электрическое сопротивление постоянному току при температуре жилы 20 °C (по ГОСТ 16441—78); Rn — электрическое сопротивление переменному току при 50 Гц и температуре жилы 70 °C (кабель проложен в земле); С — емкость (по данным ВНИИКП).
Кабели марок МНАШв и МНАгШв при прокладке в воздухе располагаются по вершинам равностороннего треугольника и могут прокладываться без зазора, вплотную (/ = d) и с нормированным зазором I = 250 мм (d — диаметр кабеля, / — расстояние между центрами кабелей).
Для кабелей с утолщенным защитным шлангом марок МНАШву и МНАгШву допустимые нагрузки должны быть уменьшены на 20 А против соответствующих значений для кабелей марок МНАШв и МНАгШв.
Таблица 3.10.10. Допустимый ток нагрузки линий 110 и 220 кВ с кабелем марки МНСА, А
Рт, рС-м/Вт 7'н Напряжение линии и сечение жилы, мм2
ПО кВ 220 кВ
150 185 240 270 400 500 625 800 300 1 1400 500 550 625 800
Одноиепная линия, проложенная в земле
0,8 0,8 430 490 550 590 700 770 850 930 540 610 670 700 730 800
0,8 1 380 420 480 510 600 660 720 790 470 540 580 610 640 690
1,2 0,8 380 420 480 500 600 660 710 780 450 510 550 570 590 630
1,2 1 320 360 410 430 510 550 600 650 390 430 470 480 500 530
1,6 0,8 340 370 420 450 530 570 620 670 390 430 360 470 480 510
1,6 1 280 310 360 370 440 470 510 560 330 360 390 400 400 420
Двихиепная линия, проложенная в земле
0,8 0,8 | 410 460 520 550 660 720 790 860 500 570 620 650 670 730
0,8 1 330 370 420 440 520 570 620 670 410 460 490 510 530 560
1,2 0.8 350 390 440 470 550 610 660 710 410 460 490 510 530 560
1,2 1 280 310 350 370 430 470 500 540 320 350 370 380 390 410
1,6 0,8 310 320 390 410 480 520 560 610 340 380 400 410 410 420
1,6 1 240 230 300 310 370 400 420 450 250 380 280 280 280 280
Прокладка в воздихе треугольником с зазором (1 - = 250 мм)
- 11 450 510 580 620 760 860 960 1080 1 570 660 I 740 I 770 820 920
Примечание рт — удельное тепловое сопротивление грунта; к„ — коэффициент заполнения суточного графика
3.10. Кабели напряжением 110-500 кВ
Таблица 3.10.11. Допустимые токи кабельных линий 110—220 кВ марки МНСК, процент допустимых токов кабелей марки МНСА, и число бронирующих проволок
Показатели
Бронирующие проволоки диаметром 6,0 мм:
стальные, шт.
медные, шт.
Допустимый ток, %
Бронирующие проволоки диаметром 4,0 мм:
стальные, шт.
медные, шт.
Допустимый ток, %
Напряжение линии и сечение жилы, мм2
ПО кВ 220 кВ
150 185 240 270 400 500 625 800 300 400 500 550 625 800
28 29 29 29 30 31 33 35 40 41 41 41 42 43
5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
94 93 92 91 89 87 85 84 94 92 91 91 90 90
Применение бронирующих проволок диаметром 4 мм должно быть согласовано с заказчиком
В табл. 3.10.14 и 3.10.15 указан допустимый ток нагрузки одноцепных и двухцепных линий 100 и 220 кВ, проложенных в земле кабелем марки МВДТ
Расстояние между центрами параллельных линий высокого давления, проложенных в земле, при расчете взаимного теплового влияния принято равным 800 мм.
В табл. 3.10.14 и 3.10.15 допустимые нагрузки линий высокого давления, проложенных в земле, даны для случаев как естественного, так и искусственного охлаждения кабелей с помощью продольной циркуляции масла со скоростью 0,1 м/с, осуществляемой на участках различной длины.
В качестве искусственного грунта для засыпки кабелей в траншее по рекомендации ВНИИКП следует применять смесь гравия (размер частиц 5... 10 мм) и песка (размер частиц до 1,0...1,5 мм) в соотношении 1:1 (по объему). Удельное тепловое сопротивление гт искусственного грунта в высушенном состоянии не более (в зависимости от минерального состава фракций) 1,0...1,5°С м/ Вт (однородный по крупности песок имеет в сухом состоянии гт = 2,5+3,5 °См/ Вт). Необходимый размер засыпки не менее 600x600 мм (в поперечном сечении), при этом кабель должен располагаться в центре засыпки.
В табл. 3.10.16 указан допустимый ток нагрузки линий ПО и 220 кВ, проложенных в воздухе кабелями МВДТ.
Таблица 3.10.12. Допустимый ток нагрузки линий ПО кВ с кабелями марок МНАШв и МНАгШв при соединении оболочек на обоих концах линии, А
Рт, °С-м/Вт кн Вид оболочки и сечение жилы, мм2
Гладкая Гофрированная
150 185 240 270 400 500 625 800
Одноиепная линия, проложенная в земле
0,8 1 380 420 480 510 630 700 800 880
1.2 1 320 360 410 430 530 600 700 730
1.6 1 290 310 360 380 460 510 570 630
0,8 0,8 430 490 550 580 720 810 910 1020
1,2 0,8 380 420 480 510 620 290 780 860
1,6 0,8 320 370 420 450 550 610 680 760
Двихиепная линия, проложенная в земле
0,8 1 330 370 420 450 550 610 680 760
1,2 1 280 310 350 370 450 500 560 610
1,6 1 240 270 300 320 390 430 470 510
0,8 0,8 410 460 520 550 680 760 850 950
1,2 0,8 350 390 450 470 580 640 720 800
1,6 0,8 310 350 400 410 510 560 620 680
Прокладка в воздихе треугольником вплотную
- 1 1 I 450 | 510 | 580 | | 620 | 750 | 890 | 1010 | 1160
Прокладка в воздихе треугольником с зазором (1 — 250 мм)
- 1 1 1 500 560 640 690 860 990 ИЗО 1310
Расстояние между центрами параллельных линий высокого давления при прокладке в воздухе влияние параллельных линий не учитывалось.
В табл. 3.10.17 указан допустимый ток нагрузки линий ПО кВ, проложенных кабелем с изоляцией из вулканизированного полиэтилена.
Допустимый ток нагрузки линий, проложенных кабелем с полиэтиленовой изоляцией, приведен для расчетной температуры жилы 90 °C.
В табл. 3.10.18 указано электрическое сопротивление медной и алюминиевой проволок и жил кабелей, пересчитанное на 1 мм2 номинального сечения и 1 км длины при температуре 20 °C.
Температурный коэффициент электрического сопротивления для медной проволоки марок ММ 0,00393, МТ 0,00381, алюминиевой проволоки 0,00403 1/°С [по ГОСТ 7229-76, 2112-79 (СТ СЭВ 1383-78), 6132-79 (СТ СЭВ 1382-78)].
Таблица 3.10.13. Допустимый ток нагрузки линий ПО кВ с кабелями марок МНАШв и МНАгШв при соединении оболочек на одном конце линии, А
Рт, “Ом/Вт кн Вид оболочки и сечение жилы, мм2
Гладкая Гофрированная
150 185 | 240 270 400 1 500 | 625 800
Одноиепная линия, проложенная в земле
0,8 1 380 420 480 510 630 700 800 880
1,2 1 320 360 410 430 530 600 700 730
1.6 1 290 310 360 380 460 510 570 630
0,8 0,8 430 490 550 580 720 810 910 1020
1,2 0,8 380 420 480 510 620 290 780 860
1,6 0,8 320 370 420 450 550 610 680 760
Пвухиепная линия, проложенная в земле
0,8 1 330 370 420 450 550 610 680 760
1,2 1 280 310 350 370 450 500 560 610
1,6 1 240 270 300 320 390 430 470 510
0,8 0,8 410 460 520 550 680 760 850 950
1,2 0,8 350 390 450 470 580 640 720 800
1,6 0,8 310 350 400 410 510 560 620 680
Прокладка в воздухе тоеигольником вплотную
- 1 1 1 450 I 510 1 580 I 620 750 | 890 | 1010 | | 1160
Прокладка в воздухе треугольником с зазором (1 = 250 мм)
~ I 1 500 560 640 690 860 990 11130, 1 1310
В табл. 3.10.19 приведено номинальное электрическое сопротивление жил многожильных кабелей при разных температурах.
В таблице дается сопротивление жил кабелей при рт меди 0,01793, алюминия 0,0294 мкОм*м, что несколько меньше нормированного ранее сопротивления жил (рт меди 0,0184, алюминия 0,031 мкОм-м). В качестве расчетного принято номинальное сечение жилы, когда расчетное нормируемое сечение реальных конструкций круглых жил не совпадает с номинальным. Для вычисления сопротивления жил одножильных кабелей сечением 6...500 мм2 табличное значение сопротивления необходимо уменьшать на 1%.
В табл. 3.10.20 приведено значение поправочного коэффициента для пересчета электрического сопротивления постоянному току на сопротивление при частоте 50 Гц для жил силовых кабелей.
Таблица 3.10.14. Допустимый ток нагрузки одноцепных линий ПО и 220 кВ, проложенных в земле кабелем марки МВДТ, А
Рт, С’м/Вт А?н Длина участка, м Напряжение линии и сечение жилы, мм2
110 кВ 220 кВ
150 185 240 270 400 500 625 300 400 500 550 625
При отсутствии продольной циркуляции масла
0.8 0,8 — 370 410 480 510 620 680 750 490 560 610 630 650
0,8 1 — 330 370 420 450 540 590 650 430 490 540 550 570
1,2 0,8 — 340 370 430 450 550 600 660 420 480 510 530 540
1,2 1 — 300 330 370 390 470 520 560 370 420 450 460 470
1,6 0,8 — 310 340 390 410 490 540 590 370 410 440 450 450
1,6 1 — 270 290 330 350 420 460 490 320 360 370 380 390
При продольной ииокиляиии масла со скоростью 0.1 м/ с
0,8 1 300 440 500 590 630 800 910 1030 650 770 870 910 980
0,8 ] 600 400 450 530 560 710 810 920 600 720 800 840 890
0,8 1 1000 370 420 480 520 650 740 830 560 660 740 770 810
1,2 1 300 440 500 590 620 800 910 1030 640 770 870 910 970
1,2 1 600 390 440 520 560 700 800 910 600 710 800 830 880
1,2 1 1000 360 400 470 500 630 720 810 550 650 720 750 800
1,6 1 300 440 500 580 630 800 910 1030 640 770 870 910 970
1.6 1 600 390 440 520 550 700 800 900 590 710 790 830 880
1,6 1 1000 350 400 460 490 620 710 800 540 650 720 750 790
3.10. Кабели напряжением 110-500 кВ
Таблица 3.10.15. Допустимый ток нагрузки двухцепных линий ПО и 220 кВ, проложенных в земле кабелем марки МВДТ, А
Рт, °С-м/Вт кн Длина участка, м Напряжение линии и сечение жилы, мм2
110 кВ 220 кВ
150 185 240 270 400 500 625 300 400 500 550 625
При отсутствии продольной циркуляции масла
0,8 0,8 — 350 390 450 480 580 640 700 450 520 560 580 590
0,8 1 — 300 330 370 390 470 520 560 400 450 490 500 520
1.2 0,8 — 320 350 400 420 510 560 610 380 430 460 470 480
1,2 1 — 260 290 320 340 400 440 470 330 370 390 400 410
1,6 0,8 — 290 320 360 380 450 500 530 330 360 370 380 380
1,6 1 230 ш прос 250 вольной 280 цирки 300 ляции. 350 масла i 380 :о скор 410 остью 280 0.1 м/ 310 320 320 320
0,8 1 300 420 470 550 590 750 850 970 630 760 850 890 950
0,8 1 600 370 420 490 520 650 740 840 580 690 770 810 850
0,8 1 1000 340 380 440 470 590 660 740 530 630 700 730 770
1,2 1 300 420 470 550 590 750 850 970 630 760 850 890 950
1,2 1 600 360 410 470 510 640 730 830 570 690 770 800 850
1,2 1 1000 320 370 420 450 570 640 730 520 620 690 720 750
1,6 1 300 410 470 540 590 750 850 970 630 760 850 890 950
1,6 1 600 360 400 470 500 640 730 830 570 680 760 800 840
1.6 1 1000 320 360 410 440 550 630 710 520 620 680 710 740
Кабели напряжением 10-500 кВ
Таблица 3.10.16. Допустимый ток нагрузки линий 110 и 220 кВ, проложенных в воздухе кабелями марки МВДТ, А
Сно,,, кВ Сечение жилы, мм2
150 185 240 270 300 400 500 550 625
110 1 420 470 550 590 — 730 830 — 920
220 1 — — — — 530 630 700 730 770
*АН — коэффициент суточного заполнения графика нагрузки.
Таблица 3.10.17. Допустимый ток нагрузки линий 110 кВ, проложенных кабелем с изоляцией из вулканизированного полиэтилена, А
Рт. “С-м/Вт Материал Сечение жилы, мм2
ЖИЛЫ 150 | 185 240 300 1400 500 I 625 800 1000
Одноиепная линия, проложенная в земле, к. . = 0.8
1,2 алюминий 350 395 455 515 600 680 745 835 915
1,6 — >у — 320 360 410 465 540 610 665 740 810
1,2 медь 450 505 585 660 765 860 945 1055 1150
1,6 — » — 410 460 525 590 685 770 845 940 1020
Ивихиепная : линия !. проложенная в земле, к. . = 0.8
1,2 алюминий 330 375 430 485 565 635 695 775 845
1,6 — v — 300 335 385 435 505 565 615 685 740
1,2 медь 425 475 550 615 715 800 880 975 1065
1,6 — » — 385 430 490 550 640 715 780 865 935
Прокладка в воздихе треугольником, к„ = 1(1 = 250 мм)
алюминий 415 470 545 620 725 820 910 1015 1110
— медь 525 590 680 767 890 990 1090 1205 1310
Активное сопротивление на переменном токе при частоте 50 Гц несколько выше сопротивления постоянному току за счет влияния поверхностного эффекта и эффекта близости, для подсчета его вводится поправочный коэффициент, зависящий от конструкции кабеля и сечения токопроводящей жилы. Для жил сечением до 120 мм2 включительно поправку не вносят из-за ее незначительности.
Таблица 3.10.18. Электрическое сопротивление медной и алюминиевой проволок и жил кабелей, пересчитанное на 1 мм2 номинального сечения, и 1 км длины при температуре 20 °C, Ом/км
Материал
медь алюминий
Проволока: мягкая марки ММ 17,24 твердая марок МТ, МС диаметром: до 1,00 мм 18,0 свыше 1.00 до 2,44 мм 17,8 2,50 мм и более 17,7 Жила кабеля,-одножильного* 17,76 многожильного 17,93 Проволока: мягкая марки AM 28,0 твердая марок АТ и АТп и полутвердая марки АПТ 28,3 Жила кабеля: одножильного* 29,11 многожильного 29,4
* С жилами сечением 6...500 мм2, при большем сечении сопротивление такое же, как и у многожильных кабелей.
3.10.2. Подпитывающая аппаратура маслонаполненных кабелей низкого давления
Избыточное давление масла в строительных длинах маслонаполненных кабелей при изготовлении, транспортировке, хранении, монтаже, а также в кабельной линии во время эксплуатации поддерживается при помощи баков давления типов БД-6-0,25, БД-7-0,25, БД-23-0,25. Бак давления состоит из батареи сильфонных элементов корпуса, арматуры. Сильфонный элемент представляет собой дискообразную герметичную коробку, изменяющую свой объем под действием давления. Сильфон заполняется азотом до избыточного давления 0,0245 МПа (0,25 кгс/см2). При поступлении масла в корпус бака сильфонные элементы сжимаются и давление азота в элементах (а также масла в баке) возрастает. При уменьшении давления в кабеле масло из бака поступает в кабель, а давление масла в баке и в сильфонных элементах уменьшается.
Располагаемый объем бака зависит в значительной степени от окружающей температуры. Каждый барабан с кабелем обычно снабжается одним баком. Количество баков, устанавливаемых на кабельной линии, определяется расчетом подпитки линии при ее проектировании, исходя из наихудших условий работы линии. Коэффициент запаса для потребной емкости баков принимается не менее 1.2.
Таблица 3.10.19. Номинальное электрическое сопротивление жил многожильных кабелей при разных температурах, Ом /км
Температу-1 ра жилы, ®С Номинальное сечение жилы, мм2
6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240
15 2,930 1,758 1,099 0,7031 0,5022 Me 0,3516 дь 0,2511 0,1850 0,1465 0,1172 0,0950 0,0732
20 2,988 1,793 1,121 0,7172 0,5123 0,3586 0,2561 0,1887 0,1494 0,1195 0,0969 0,0747
25 3,047 1,828 1,143 0,7313 0,5224 0,5656 0,2612 0,1924 0,1523 0,1219 0,0988 0,0762
50 3,341 2,004 1,253 0,8018 0,5726 0,4009 0,2863 0,2110 0,1670 0,1336 0,1083 0,0835
55 3,399 2,040 1,275 0,8158 0,5828 0,4079 0,2914 0,2147 0,1700 0,1360 0,1102 0,0850
60 3,458 2,075 1,297 0,8299 0,5928 0,4150 0,2964 0,2184 0,1729 0,1383 0,1121 0,0865
65 3,517 2,110 1,319 0,8440 0,6029 0,4220 0,3014 0,2221 0,1758 0,1407 0,1141 0,0879
70 3,576 2,145 1,341 0,8581 0,6129 0,4291 0,3065 0,2258 0,1788 0,1430 0,1160 0,0894
80 3,693 2,215 1,385 0,8863 0,6331 0,4432 0,3165 0,2332 0,1846 0,1477 0,1198 0,0923
15 4,801 2,881 1,800 1,1523 0,8231 Алю» 0,5762 шний 0,4115 0,3032 0,2401 0,1921 0,1557 0,1200
20 4,900 2,940 1,838 1,1760 0,8400 0,5880 0,4200 0,3095 0,2450 0,1960 0,1589 0,1225
25 4,999 2,999 1,474 1,1997 0,8569 0,5998 0,4285 0,3157 0,2499 0,1999 0,1621 0,1250
50 5,492 3,295 2,060 1,3182 0,9416 0,6591 0,4708 0,3469 0,2746 0,2197 0,1781 0,1373
55 5,591 3,355 2,097 1,3419 0,9585 0,6709 0,4792 0,3531 0,2796 0,2234 0,1813 0,1398
60 5,690 3,414 2,134 1,3656 0,9754 0,6828 0,4877 0,3594 0,2845 0,2276 0,1845 0,1422
65 5,789 3,473 2,171 1,3892 0,9923 0,6946 0,4962 0,3656 0,2894 0,2315 0,1877 0,1447
70 5,887 3,532 2,208 1,4130 1,0093 0,7065 0,5046 0,3718 0,2944 0,2355 0,1904 0,1472
80 6,085 3,651 2,282 1,4604 1,0431 0,7302 0,5116 0,3843 0,3042 0,2434 0,1973 0,1521
Таблица 3.10.20. Значение поправочного коэффициента для пересчета электрического сопротивления постоянному току на сопротивление при частоте 50 Гц для жил силовых кабелей
Конструкция кабеля Номинальное сечение жилы, мм2
150 185 240 300 400 500 625 800
Трехжильные кабели с поясной изоляцией Одножильные кабели* 1,01 1,006 1,02 1,008 1,035 1,0105 1,052 1,025 1,095 1,05 1,08 1,125 1,20
* А также кабели с жилами в отдельных оболочках.
3.10.3. Электротехнические требования к силовым кабельным линиям 0,4-500кВ
При эксплуатации силовых кабельных линий должны производиться техническое обслуживание и ремонт, направленные на обеспечение их надежной работы.
Для каждой кабельной линии при вводе в эксплуатацию должны быть установлены наибольшие допустимые токовые нагрузки. Нагрузки должны быть определены по участку трассы с наихудшими тепловыми условиями, если длина участка не менее 10 м. Повышение этих нагрузок допускается на основе тепловых испытаний при условии, что нагрев жил не будет превышать допустимый государственными стандартами и техническими условиями. При этом нагрев кабелей должен проверяться на участках трасс с наихудшими условиями охлаждения.
В кабельных сооружениях должен быть организован систематический контроль за тепловым режимом работы кабелей, температурой воздуха и работой вентиляционных устройств.
Температура воздуха внутри кабельных туннелей, каналов и шахт в летнее время должна быть выше температуры наружного воздуха не более чем на 10 °C.
На период послеаварийного режима допускается перегрузка по току для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение до 10 кВ включительно — на 30%, для кабелей с изоляцией из полиэтилена и поливинилхлоридного пластиката — на 15%, для кабелей из резины и вулканизированного полиэтилена — на 18% длительно допустимой нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 сут, но не более 100 ч в год, если нагрузка в остальные периоды не превышает длительно допустимой.
Для кабелей, находящихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузка по току не должна превышать 10%.
Перегрузка кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение 20 и 35 кВ не допускается.
При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение свыше 1000 В кроме документации, предусмотренной СНиП и отраслевыми правилами приемки, должны быть оформлены и переданы энергопредприятию:
• исполнительный чертеж трассы с указанием мест установки соединительных муфт, выполненный в масштабах 1:200 и 1:500 в зависимости от развития коммуникаций в данном районе трассы;
• скорректированный проект кабельной линии, который для кабельных линий на напряжение ПО кВ и выше перед прокладкой линии должен быть согласован с эксплуатирующей организацией и в случае изменения марки кабеля — с заводом-изготовителем и эксплуатирующей организацией;
• чертеж профиля кабельной линии в местах пересечения с дорогами и другими коммуникациями для кабельных линий на напряжение 35 кВ и для особо сложных трасс кабельных линий на напряжение 6-10 кВ;
• акты состояния кабелей на барабанах и в случае необходимости протоколы разборки и осмотра образцов (для импортных кабелей разборка обязательна);
• кабельный журнал;
• инвентарная опись всех элементов кабельной линии;
• акты строительных и скрытых работ с указанием пересечений и сближений кабелей со всеми подземными коммуникациями;
• акты на монтаж кабельных муфт;
• акты приемки траншей, блоков, труб, каналов под монтаж;
• акты на монтаж устройств по защите кабельных линий от электрохимической коррозии, а также результаты коррозионных испытаний в соответствии с проектом;
• протокол испытания изоляции кабельной линии повышенным напряжением после прокладки;
• результаты измерения сопротивления изоляции;
• акты осмотра кабелей, проложенных в траншеях и каналах перед закрытием;
• протокол прогрева кабелей на барабанах перед прокладкой при низких температурах;
• акт проверки и испытания автоматических стационарных установок систем пожаротушения и пожарной сигнализации.
При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение до 1000 В должны быть оформлены и переданы заказчику: кабельный журнал, скорректированный проект линий, акты, протоколы испытаний и измерений.
Прокладка и монтаж кабельных линий всех напряжений, сооружаемых организациями других ведомств и передаваемых в эксплуатацию, должны быть выполнены под техническим надзором эксплуатирующей организации.
Каждая кабельная линия должна иметь паспорт с указанием основных данных по линии, а также архивную папку с документацией, приведенной выше (при сдаче кабельной линии в работу).
Для предприятий, имеющих автоматизированную систему учета, паспортные данные могут быть введены в память ЭВМ.
Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть снабжены бирками с обозначениями; на бирках кабелей в конце и начале линии должны быть указаны марки, напряжения, сечения, номера или наименования линии; на бирках соединительных муфт — номер муфты, дата монтажа.
Бирки должны быть стойкими к воздействию окружающей среды.
Бирки должны быть расположены по длине линии через 50 м на открыто проложенных кабелях, а также на поворотах трассы и в местах прохода кабелей через огнестойкие перегородки и перекрытия (с обеих сторон).
Металлическая не оцинкованная броня кабелей, проложенных в кабельных сооружениях, и металлические конструкции с не металлизированным покрытием, по которым проложены кабели, а также кабельные короба из обычной стали должны периодически покрываться негорючими антикоррозионными лаками и красками.
Нагрузки кабельных линий должны измеряться периодически в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта.
На основании данных этих измерений при необходимости должны уточняться режим работы и схема кабельной сети. Требования этого пункта распространяются и на кабельные линии потребителей, отходящие от шин распределительных устройств электростанций и подстанций
Осмотры кабельных линий должны производиться 1 раз в следующие сроки, мес.:
Напряжение кабеля, кВ
До 35 по 500
Трассы кабелей, проложенных в земле.......3 1
Трассы кабелей, проложенных под усовершенствованным покрытием на территории городов....................... 12 —
Трассы кабелей, проложенных в коллекторах, туннелях, шахтах и по железнодорожным мостам................6 3
Кабельные колодцы .......................24 3
Осмотр кабельных муфт напряжением ниже 1000 В должен также производиться при осмотре электрооборудования.
Осмотр подводных кабелей должен производиться в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта.
Периодически должны производиться выборочные контрольные осмотры кабельных линий инженерно-техническим персоналом
В период паводков и после ливней, а также при отключении кабельной линии релейной зашитой производятся внеочередные осмотры.
О выявленных при осмотрах нарушениях на кабельных линиях должны быть сделаны записи в журнале дефектов и неполадок. Нарушения должны устраняться в кратчайший срок.
Туннели, шахты, кабельные этажи и каналы на подстанциях с постоянным оперативным обслуживанием должны осматриваться не реже 1 раза
в месяц, а на подстанциях без постоянного оперативного обслуживания — в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта.
Технический надзор и эксплуатация устройств пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, установленных в кабельных сооружениях, должны производиться в соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации автоматических установок водяного пожаротушения», «Типовой инструкцией по эксплуатации автоматических установок пожарной сигнализации на энергетических предприятиях» и «Инструкцией по эксплуатации установок пожаротушения с применением воздушно-механической пены».
Устройство в кабельных помещениях каких-либо временных и вспомогательных сооружений (мастерских, инструментальных, кладовых и т.д.), а также хранение в них каких-либо материалов и оборудования запрещается.
В районах с электрифицированным рельсовым транспортом или с агрессивными грунтами кабельная линия может быть принята в эксплуатацию только после осуществления ее антикоррозионной защиты.
В этих районах на кабельных линиях должны проводиться измерения блуждающих токов, составляться и систематически корректироваться потенциальные диаграммы кабельной сети (или ее отдельных участков) и карты почвенных коррозионных зон. В городах, где организована совместная антикоррозионная защита для всех подземных коммуникаций, снятие потенциальных диаграмм не требуется.
Потенциалы кабелей должны измеряться в зонах блуждающих токов, местах сближения силовых кабелей с трубопроводами и кабелями связи, имеющими катодную защиту, и на участках кабелей, оборудованных установками по защите от коррозии. На кабелях с шланговыми защитными покровами должно контролироваться состояние антикоррозионного покрытия в соответствии с «Инструкцией по эксплуатации силовых кабельных линий» и «Нормами испытания электрооборудования».
Энергообъекты должны контролировать выполнение управлениями и службами городского трамвая, метрополитена и электрифицированных железных дорог мероприятий по уменьшению значений блуждающих токов в земле. Нормативные требования к источникам блуждающих токов приведены в ГОСТ 9.602-89.
При обнаружении на кабельных линиях опасности разрушения металлических оболочек вследствие электрокоррозии, почвенной или химической коррозии должны быть приняты меры к ее предотвращению. В целях предотвращения коррозии участков алюминиевых оболочек, примыкающих к муфтам, необходимо обеспечить их защиту в соответствии с рекомендациями «Сборника руководящих материалов. Электротехническая часть».
За защитными устройствами должно быть установлено регулярное наблюдение.
Раскопки кабельных трасс или земляные работы вблизи них должны производиться с письменного разрешения энергообъекта.
Производство раскопок землеройными машинами на расстоянии 1 м от кабеля, а также применение отбойных молотков, ломов и кирок для рыхления грунта над кабелями на глубину более 0,3 м при нормальной глубине прокладки кабелей запрещается.
Применение ударных и вибропогружных механизмов разрешается на расстоянии не менее 5 м от кабелей.
Перед началом работ должно быть проведено под надзором персонала энергообъекта контрольное вскрытие трассы.
Для производства взрывных работ должны быть выданы дополнительные технические условия.
Организации, эксплуатирующие электрические сети, должны периодически оповещать организации и население района, где проходят кабельные трассы, о порядке производства земляных работ вблизи этих трасс.
Кабельные линии должны периодически подвергаться профилактическим испытаниям повышенным напряжением постоянного тока в соответствии с «Нормами испытания электрооборудования».
Необходимость внеочередных испытаний на кабельных линиях после ремонтных работ или раскопок, связанных с вскрытием трасс, определяется руководством энергообъекта, района, организации, эксплуатирующей электрические сети.
Для предупреждения электрических пробоев на вертикальных участках кабелей с бумажной изоляцией напряжением 20-35 кВ вследствие осушения изоляции необходимо их периодически заменять или устанавливать на них стопорные муфты.
На кабельных линиях напряжением 20-35 кВ с кабелями с не стекающей пропиточной массой и пластмассовой изоляцией или с газонаполненными кабелями дополнительного наблюдения за состоянием изоляции вертикальных участков и их периодической замены не требуется.
При надзоре за прокладкой и при эксплуатации небронированных кабелей со шланговым покрытием должно обращаться особое внимание на состояние шланга. Кабели со шлангами, имеющими сквозные порывы, задиры и трещины, должны быть отремонтированы или заменены.
Предприятия кабельных сетей должны иметь лаборатории, оснащенные аппаратами для определения мест повреждения, измерительными приборами и передвижными измерительными и испытательными установками.
Образцы поврежденных кабелей и поврежденные кабельные муфты должны подвергаться лабораторным исследованиям для установления причин повреждения и разработки мероприятий по их последующему предотвращению.
4. ПОДСТАНЦИИ, РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ ПУНКТЫ 6-10 кВ, ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ 6-110/0,4 кВ
4.1. Подстанции 35—220/6—10 кВ, 330—1150/110—220 кВ
Типовые схемы электрических сетей 35—1150 кВ и подстанций 35-110/6-10 кВ
4.1.1. Основные сведения об электроустановках
Краткая характеристика электроустановок. Совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, распределения электроэнергии, называют электроустановками.
Электроустановки различают: по назначению — генерирующие (в них вырабатывают электроэнергию), преобразовательно-распределительные (с их помощью преобразуют электроэнергию в удобный для передачи и потребления вид, передают ее и распределяют между потребителями) и потребительские; по роду тока — постоянного или переменного тока; по напряжению — до 1000 В или выше 1000 В. Это деление вызвано различием типов и конструкций аппаратов, а также требований, предъявляемых при сооружении и эксплуатации электроустановок разных напряжений
Электроустановки, не защищенные зданием от атмосферных воздействий или защищенные только навесами, сетчатыми ограждениями, называют открытыми или наружными, а электроустановки, размещаемые внутри здания, защищающего их от атмосферных воздействий — закрытыми или внутренними.
Помещения, в которых расположены электроустановки или их отгороженные (например, сетками) части, доступные только для квалифицированного обслуживающего персонала, относят к электропомещениям. При этом квалифицированным обслуживающим персоналом являются специально подготовленные лица, прошедшие проверку знаний в объеме, обязательном для данной работы (должности), и имеющие квалификационную группу по электробезопасности, предусмотренную Правилами техники безопасности.
Характеристика помещений. Помещения по характеру окружающей среды делят на:
сухие, в которых относительная влажность не превышает 60%; их называют нормальными при отсутствии условий, характеризующих помещения, приведенные ниже;
влажные, где пары или конденсирующаяся влага выделяется лишь временно и в небольших количествах, а относительная влажность более 60%, но не превышает 75%;
сырые, в которых относительная влажность длительно превышает 75%;
особо сырые, в которых относительная влажность воздуха близка к 100% (потолок, стены, пол и предметы, находящиеся в помещении, покрыты влагой);
жаркие, температура длительно превышает 30 °C;
пыльные, в которых по условиям производства выделяется технологическая пыль в таком количестве, что она может оседать на проводах, проникать внутрь машин, аппаратов (пыльные помещения могут быть с проводящей и напроводящей пылью);
помещения с химически активной средой, где по условиям производства постоянно или длительно содержатся пары или образуются отложения, действующие разрушающе на изоляцию и токоведущие части электрооборудования.
В отношении поражения людей электрическим током помещения бывают:
с повышенной опасностью — характеризуются одним из следующих условий, создающих повышенную опасность, — сыростью (сырое помещение), высокой температурой (жаркое помещение), проводящей пылью (пыльное помещение с проводящей пылью), токопроводящими полами (металлическими, земляными, железобетонными, кирпичными), возможностью одновременного прикосновения человека к имеющим соединение с землей металлоконструкциям зданий, технологическим аппаратам, механизмам, с одной стороны, и к металлическим корпусам электрооборудования — с другой;
особо опасные — характеризуются одним из следующих условий — особой сыростью (особо сырое помещение), химически активной средой (помещение с химически активной или органической средой), а также одновременным наличием двух или более условий повышенной опасности;
без повышенной опасности — в которых нет условий повышенной и особой опасности.
В зависимости от характеристики помещений и электроустановок, которые в них располагают, к выбору, исполнению и установке машин, аппаратов, приборов, а также к выбору и прокладке электрических проводов и кабелей предъявляют различные требования, выполнение которых обеспечивает надежность и безопасность обслуживания электроустановок.
Электрооборудование (ЭО) и электрические устройства (ЭУ) в отношении защиты персонала от прикосновения к токоведущим и движущимся частям и от попадания внутрь оборудования посторонних предметов, жидкости и пыли (ГОСТ 18311-80) разделяют на следующие основные виды: влагостойкое, открытое, защищенное, водозащищенное, брызгозащищенное, каплезащищенное, пылезащищенное, закрытое, герметичное, взрывозащищенное.
Генерирующими являются электроустановки электрических станций, которые в зависимости от вида преобразуемой энергии бывают тепловыми, атомными, гидравлическими, ветровыми, гелиотическими, геотермальными, приливными и др. С помощью генераторов переменного тока они вырабатывают электроэнергию на напряжении 6—18 кВ Передавать ее на значительные расстояния на таком напряжении экономически нецелесообразно. Поэтому на электростанциях устанавливают трансформаторы, повышающие напряжение до 35—1150 кВ. На этом напряжении электроэнергия передается по воздушным и кабельным линиям в район потребления, где установлены понизительные трансформаторы, снижающие напряжение до 6-35 кВ.
В районе потребления электроэнергии применяют аппараты, агрегаты и механизмы, называемые электроприемниками, которые преобразуют электроэнергию в другой вид энергии. Электроприемник или группу электроприемников, размещаемых на определенной территории и объединенных технологическим процессом, называют потребителем электроэнергии.
Для передачи электроэнергии от электростанций к потребителям, как известно, используют воздушные линии напряжением 35 кВ и выше, а также кабельные линии 10 кВ и реже 35 кВ.
Кабельные линии по сравнению с воздушными имеют следующие преимущества: более длительный срок службы, отсутствие потребности в материалах для опор; большую надежность эксплуатации из-за отсутствия внешних атмосферных воздействий (ветер, гололед, грозовые перенапряжения); отсутствие опор и проводов, загромождающих поля и улицы, значительное снижение опасности для людей и животных в случае аварий.
Основные параметры воздушной ЛЭП — пропускная способность, номинальное напряжение, число цепей, сечение проводов в фазах и конструктивное выполнение. Выбор этих параметров является сложной техникоэкономической задачей
Пропускная способность электропередачи — наибольшая мощность, которую с учетом всех ограничивающих факторов целесообразно передавать по линии. Номинальное напряжение должно соответствовать ГОСТ, оно зависит от длины линии, места ее в энергосистеме и пропускной способности.
Поминальное напряжение электрических установок, в том числе электрических сетей, ограничено небольшим числом стандартных значений, благодаря чему наша промышленность вырабатывает меньшее число различных типоразмеров машин и оборудования. Однако разнообразие значений стандартных напряжений позволяет выполнять сети более экономичными и сокращать в них расход металла.
Номинальное напряжение генераторов принимают выше номинального напряжения сети на 5%, а вторичных обмоток трансформаторов — на 5...10%.
Согласно ГОСТ 29322-92 в Российской Федерации установлена следующая шкала номинальных напряжений: для сетей переменного тока частотой 50 Гц междуфазное напряжение должно быть 12, 24, 36, 42 В; 127, 220, 380 В; 3, 6, 10, 20, 35,110, 150, 220, 330, 500, 750, 1150 кВ, для сетей постоянного тока — 12, 24, 36, 48, 60 В; 110, 220, 440, 660, 825, 3000 В и выше.
Категории потребителей электрической энергии. Потребители (приемники) электроэнергии различаются по режиму работы, назначению, исполнению, потребляемой мощности, частоте потребляемого тока, условиям работы, ответственности.
В начальной стадии развития электрификации основными потребителями электроэнергии были электрическое освещение (лампы накаливания) и асинхронный электропривод. В настоящее время в связи с бурным развитием науки и техники, совершенствованием и внедрением новой прогрессивной технологии производства появились достаточно мощные потребители электроэнергии. К ним относят электрические печи и электротермические установки, руднотермические печи, прокатные станы, электрифицированный транспорт, электрофизические установки (ускорители, лазеры), газонефтет-рубопроводы, компрессорные станции и др. Бурно развивается электрификация сельского хозяйства, на долю которого приходится 80% всех распределительных сетей. Появление крупных животноводческих комплексов значительно увеличило уровень электропотребления в сельском хозяйстве.
Потребители электроэнергии в зависимости от режима и условий работы могут получать питание от электрических сетей переменного или постоянного тока и работать в различных условиях: на открытом воздухе, в закрытых помещениях, при повышенной влажности, агрессивности внешней среды, больших изменениях температуры и т.д.
По обеспечению надежности электроснабжения всех потребителей электроэнергии разделяют на три категории.
К / категории относят электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.
Питание таких электроприемников обеспечивается от двух независимых взаимно резервирующих источников. Перерыв в электроснабжении допустим лишь на время автоматического восстановления питания при отказе одного из источников. Независимым называется такой источник питания электроприемника, на котором сохраняется напряжение в установленных пределах для послеаварийного режима при исчезновении его на другом источнике питания.
Из электроприемников I категории выделяют особую группу электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийной остановки производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования. Электроснабжение этой группы осуществляют от грех независимых взаимно резервирующих источников питания.
Ко // категории относят 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. Такие электроприемники рекомендуют обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания
Перерыв в электроснабжении допустим лишь на время включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.
Питание электроприемников II категории допускается и по одной воздушной линии, но в этом случае Правила устройства электроустановок (ПУЭ) требуют, чтобы аварийный ремонт линии проводили за время не более одних суток.
К /// категории относят все остальные электроприемники, электроснабжение которых можно выполнять от одного источника питания при условии, что его перерывы, необходимые для ремонта и замены поврежденного элемента, не превышают одних суток
Качество электрической энергии регламентировано ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах элетроснабжения общего назначения», ГОСТ 23875-88 «Качество электрической энергии. Термины и определения».
Для наиболее распространенных сетей трехфазного тока показателями качества отпускаемой электроэнергии являются:
• отклонения (сравнительно медленные изменения) и колебания (достаточно быстрые) частоты,
• отклонения и размах изменения напряжения;
• несинусоидальность формы кривой напряжения;
• несимметрия трехфазной системы напряжений и смещение нейтрали;
• неуравновешенность напряжения.
Показатель частоты является единым для всей электрически связанной сети (от выводов генераторов на Братской ГЭС до розетки в московской квартире или на селе). Остальные показатели локальны и зависят от места измерения.
Отклонение частоты — это разность между ее фактическим и номинальным значениями, усредненная за 10 мин. В нормальном режиме откло
нения частоты должны быть в пределах ±0,1 Гц (допускается временная работа с отклонением ±0,2 Гц).
Колебания частоты характеризуются разностью между наибольшим и наименьшим значениями основной частоты за определенный промежуток времени Размах колебаний частоты не должен превышать ее указанных допустимых отклонений. Причина глубоких длительных снижений частоты — дефицитность баланса мощности или энергоресурсов в энергосистеме.
Отклонение напряжения — относительная разность (в процентах) между его фактическим (U) и номинальным значениями, возникающая при сравнительно медленном изменении режима (скорость изменения напряжения меньше 1% в секунду): KU = (U - UKCM) 100%/ UH0M.
Допускаются следующие отклонения напряжения от номинального: на выводах приборов рабочего освещения в производственных и общественных зданиях — от -2,5 до +5%; на выводах электрических двигателей и аппаратов для их пуска и управления — от -5 до +10%; на выводах остальных электроприемников — в пределах ±5%; в электрических сетях сельских районов, а также для животноводческих комплексов и птицефабрик и в сетях, питающихся от шин тяговых подстанций электрифицированного транспорта, — ±5%.
Отклонения напряжения в распределительной сети приводят к изменению его уровней на отдельных участках. Для создания благоприятных уровней напряжения в сети и у потребителей необходимо его регулирование, которое выполняется как на генераторах электрических станций в зависимости от нагрузки потребителей (встречное регулирование), так и на силовых трансформаторах. При увеличении нагрузки напряжение генераторов стараются повысить, а при ее уменьшении — понизить.
Другим эффективным способом улучшения режимов напряжения в сети является последовательное включение конденсаторов в линию, которое позволяет снизить индуктивное сопротивление линии и уменьшить потерю напряжения в ней.
Колебания напряжения характеризуются размахом его изменения — относительной разностью между наибольшим ft/max) и наименьшим ft/min) действующими значениями напряжения (в процессе изменения напряжения со скоростью не меньше 1% в секунду): At/ = (Umax - t/min)100%/t/HOM.
На колебания напряжения влияют режимы технологических установок, пуски электродвигателей работа сварочных агрегатов, дуговых печей, выпрямительных установок. Для снижения колебаний напряжения уменьшают сопротивление питающей сети (используют провода большего сечения), применяют конденсаторы, приближают приемники к источникам питания и т.п.
Несинусоидалъностъ формы кривой напряжения характеризуется составом высших гармоник (по 13 включительно) и допускается в следующих пределах: действующее значение всех высших гармоник на выводах любого
электроприемника не должно превышать 5% действующего значения напряжения основной частоты
Высшие гармонические составляющие неблагоприятно влияют на работу электроприемников и электрических сетей, средств связи, автоматики, измерительных приборов, вычислительных машин и других электронных устройств. Источниками высших гармоник являются выпрямительные установки у потребителей, электропередачи постоянного тока, силовые трансформаторы, дуговые электропечи, сварочные агрегаты и др
Снижение влияния высших гармоник напряжения достигается рациональным построением схемы электроснабжения (указанные нагрузки выделяют и приближают к мощным источникам питания) и использованием специальных фильтров (фильтры настраивают на определенные гармоники и ограждают от них сеть).
Несимметрия трехфазной системы может возникать не только в аварийных ситуациях (при обрыве, отключении одной фазы), но и в нормальных режимах (при наличии мощных единичных однофазных нагрузок — печи, электрический транспорт, при неравномерном распределении по фазам массовых однофазных электроприемников) и др.
При несимметричном режиме ухудшаются условия работы электроприемников и всех элементов сети: снижаются экономичность и срок службы оборудования, уменьшается пропускная способность сети, увеличиваются потери энергии.
Несимметричный режим характеризуется напряжением обратной последовательности. Как известно из теоретических основ электротехники, трехфазная несимметричная система напряжений или токов может раскладываться на три симметричные составляющие: прямой, обратной и нулевой последовательности.
Напряжение обратной последовательности не должно превышать 2% номинального на выводах любого трехфазного симметричного электроприемника.
Неуравновешенность напряжения может возникнуть в результате смещения нейтрали трехфазной системы, когда возникает несимметрия фазных напряжений при сохранении симметричной системы междуфазных напряжений. Это бывает в четырехпроводных сетях до 1000 В, где смещение нейтрали определяется относительно нулевого провода в месте включения электроприемников.
Для контроля за качеством электроэнергии в условиях эксплуатации используют серийно выпускаемые приборы: показывающие и регистрирующие частотомеры и вольтметры, анализатор качества напряжения, анализатор несинусоидальности, осциллографы, анализатор несимметрии, регистратор искажения формы кривой и др.
В табл. 4.1.1. приведены отдельные показатели качества электроэнергии, а в табл. 4.1.2. — допустимые значения показателей качества электроэнергии.
Показатели качества электрической энергии у ее приемников, приведенные в табл. 4.1.1 рассчитывают следующим образом.
Отклонение частоты — разность между действительным и номинальным значениями основной частоты, Гц или %:
илиД/-= /~/-100. (4.1.1)
Размах колебаний частоты — разность между наибольшим и наименьшим значениями основной частоты за определенный промежуток времени, Гц или %:
а/ = «ли 8/ = юо. (4.1.2)
J ном
Под колебанием частоты понимаются ее изменения, происходящие со скоростью 0,2 Гц/с.
Оценку всех показателей качества электрической энергии, относящихся к напряжению, производят по действующим значениям напряжения.
Таблица 4.1.1. Показатели качества электрической энергии
Источники питания Нормируемые параметры качества электрической энергии у ее приемников
Электрические сети однофазного тока Отклонение частоты Размах колебаний частоты Отклонение напряжения Размах изменения напряжения Коэффициент искажения кривой напряжения
Электрические сети трехфазного тока Отклонение частоты Размах колебаний частоты Отклонение напряжения Размах изменения напряжения Коэффициент несинусоидальности напряжения Коэффициент обратной последовательности напряжений Коэффициент нулевой последовательности напряжений
Электрические сети постоянного тока Отклонение напряжения Размах изменения напряжения Коэффициент пульсации напряжения
Таблица 4.1.2. Допустимые значения показателей качества электрической энергии
Показатели качества Приемники электрического тока Нормы Пояснения
Отклонение частоты: нормальный режим временная работа - ± 0,1 Гц ± 0,2 Гц 1. Усредненное за 10 мин 2. Указанные нормы не распространяются на период послеаварийного восстановления частоты
Размах колебаний частоты - Не должен превышать 0,2 Гц
Отклонение напряжения Зажимы приборов рабочего освещения, установленных в производственных помещениях и общественных зданиях, где требуется значительное зрительное напряжение; прожекторы наружного освещения -2,5... ...+5,0%П_ В послеаварийных режимах допускается дополнительное понижение напряжения на 5,0%
Зажимы электрических двигателей и аппаратов для их пуска и управления -5,0... ...+10,0%ПНОМ
Зажимы остальных приемников, в том числе животноводческих комплексов и птицефабрик ± 5,0% UH0„
В электрических сетях сельскохозяйственных районов, кроме животноводческих комплексов и птицефабрик, и в сетях, питающихся от шин тяговых подстанций электрифицированного транспорта Допускаются другие значения отклонений напряжения При наличии специальных технико-экономических обоснований, с разрешения Министерства энергетики РФ
Размах изменения напряжения Зажимы ламп накаливания Определяется по кривой на рис. 4.1.2 В зависимости от частоты их повторения или интервала между следующими друг за другом изменениями напряжения
В электрических сетях сельскохозяйственных районов и в сетях, питающихся от шин тяговых подстанций электрифицированного транспорта Допускаются другие значения колебаний напряжения При наличии специальных технико-экономических обоснований, с разрешения Министерства энергетики РФ
Окончание табл. 4.1.2
Показатели качества Приемники электрического тока Нормы Пояснения
Коэффициент обратной последовательности напряжения Зажимы любого трехфазного симметричного приемника электрической энергии До 2 0% длительно Не распространяется на приемники, присоединенные к электрическим сетям, питающимся от шин тяговых подстанций железных дорог, электрифицированных на переменном токе, за исключением случаев питания приемников, предъявляющих определенные требования к несимметрии напряжения
Коэффициент нулевой последовательности напряжения В трехфазной распределительной сети с однофазными осветительными и бытовыми приемниками электрической энергии Не должно превышать значений, при которых действующее значение напряжения не выходит за допустимые пределы С учетом отклонения напряжения прямой последовательности, напряжения обратной последовательности и гармоник напряжения
Коэффициент искажения кривой напряжения Зажимы любого приемника электрической энергии До 5,0% длительно —
Коэффициент пульсации выпрямленного напряжения Зажимы электрических двигателей постоянного тока Не более 8,0% —
Примечания:
1. В таблице приводятся нормы качества электрической энергии у ее приемников в нормальных и послеаварийных эксплуатационных режимах работы энергетических систем и стационарных электрических сетей общего назначения переменного тока частотой 50 Гц и постоянного тока
2. В таблице не даются нормы качества электрической энергии у ее приемников:
а) при питании от электрических сетей специального назначения, передвижных установок, автономно работающих маломощных (до 1000 кВт) источников питания, временных электрических сетей;
б) в аварийных режимах.
3. Значения показателей качества электрической энергии должны находиться в допустимых пределах, указанных в таблице, с интегральной вероятностью 0,95 за установленный период времени.
4 Контроль качества электрической энергии на границе раздела балансовой принадлежности электрических сетей должен осуществляться энергоснабжающей организацией и потребителем.
Отклонение напряжения — разность между действительным и номинальным значениями напряжения, кВ или %:
v=U-UHOM или v=—"^-lOO. (4.1.3)
В электрических сетях трехфазного тока действительное напряжение определяется как напряжение прямой последовательности основной частоты.
Колебания напряжения оценивают:
а) размахом изменения напряжения — разностью между следующими друг за другом экстремумами огибающей действующих значений напряжения; если огибающая действующих значений напряжения имеет горизонтальные участки, то размах изменения напряжения определяется как разность между соседними экстремумом и горизонтальным участком или как разность между соседними горизонтальными участками (рис. 4.1.1), кВ или %:
bo=Uma-Umm или ~у^-100: (4.1.4)
0,25 0,1 0,05 0,020,008 0,17 0,05 0,2 0,008 0,17 0,50,02 At
Рис 4.1.1. Допустимые значения размахов изменений напряжения в зависимости от частоты их повторения
б) частотой изменения напряжения, 1/с, 1/мин, 1/ч:
г. т
где т — количество изменений напряжения со скоростью изменения более 1% в секунду за время Т:
в) интервалом между следующим друг за другом изменениями напряжения Д/к (рис. 4.1.2)
Рис.4.1.2.
Колебания напряжения (пять размахов изменений напряжения за 12 с)
Коэффициент обратной последовательности напряжений (е2) — отношение напряжения обратной последовательности основной частоты, определяемого разложением на симметричные составляющие системы линейных напряжений, к номинальному линейному напряжению, %:
е2 = ^-Ю0. (4.1.5)
Коэффициент нулевой последовательности напряжений (е0) — отношение напряжений нулевой последовательности основной частоты к номинальному фазному напряжению, %:
ео=_^МОО. (4.1.6)
Коэффициент искажения кривой напряжения (Ккс) — отношение действующего значения гармонического содержания несинусоидального напряжения к напряжению основной частоты, %:
К = --100 »1"?---100,
ис ГТ тт
(4.1.7)
где Uv — действующее значение напряжения ъ-й гармоники, Б, кВ; п — номер последней из учитываемых гармоник.
Коэффициент пульсации выпрямленного напряжения — отношение действующего значения переменной составляющей пульсирующего напряжения к его номинальному значению:
(4.1.8)
4.1.2. Электрические сети
Совокупность электроустановок для передачи и распределения электроэнергии называют электрическими сетями. Они состоят из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий, работающих на определенной территории. Как и все электроустановки, электрические сети могут быть напряжением до 1000 В и выше 1000 В
Подстанции обеспечивают преобразование и распределение электроэнергии. Прием и распределение электроэнергии осуществляют в распределительных устройствах, а ее передачу — с помощью токопроводов, воздушных и кабельных линий. Токопроводы (с их помощью также распределяют электроэнергию) состоят из неизолированных или изолированных проводников и относящихся к ним изоляторов, защитных оболочек, ответвительных устройств, поддерживающих и опорных конструкций. В зависимости от вида проводников токопроводы подразделяют на гибкие (при использовании проводов) и жесткие (при использовании шин). Жесткий токопровод напряжением до 1000 В заводского изготовления, поставляемый комплектными секциями, называют шинопроводом. По назначению шинопроводы различают: магистральные (для присоединения к ним распределительных шинопроводов и силовых распределительных пунктов), распределительные (для присоединения к ним электроприемников), троллейные (для питания электроприемников), осветительные (для питания светильников и электроприемников небольшой мощности).
Воздушные линии электропередачи состоят из проводов, расположенных на открытом воздухе и прикрепленных с помощью изоляторов и арматуры к опорам или кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях (мостах, путепроводах и т.п.).
Кабельные линии электропередачи состоят из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями, а также с подпитывающими аппаратами и системой сигнализации давления масла (для маслонаполненных линий).
Кабельные линии применяют в городах, населенных пунктах и на промышленных предприятиях в электрических сетях напряжением до 1 кВ и от 3 до 35 кВ и даже ПО кВ, например, в МКС «Мосэнерго». Кабели также применяют (ограниченно) в электрических сетях напряжением НО и 500 кВ (высокая стоимость сооружения и сложность эксплуатации не позволяют им конкурировать с воздушными линиями электропередачи).
Для электрических сетей напряжением до 1 кВ применяют в основном силовые кабели с пластмассовой изоляцией, для электрических сетей напряжением 3-35 кВ — силовые кабели с бумажной пропитанной изоляцией, а также кабели с пластмассовой изоляцией и изоляцией из сшитого полиэтилена, для линий напряжением 110 кВ и выше — маслонаполненные кабели и кабели из сшитого полиэтилена.
Электроустановки электрических сетей вместе с электроустановками электростанций образуют электрическую часть энергосистемы (рис. 4.1.3). Электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее электроприемники, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии представляют собой электроэнергети-ческию систему. Обеспечение потребителей электроэнергией называют электроснабжением.
Электрические сети обеспечивают комплексное централизованное электроснабжение потребителей всех ведомств, расположенных в зоне их действия. В зависимости от территориального размещения электрических нагрузок, потребляемой ими мощности, требуемой бесперебойности питания и других факторов, электрические сети выполняют по радиальным, магистральным или смешанным схемам. Схемы строятся по ступенчатому принципу. Число ступеней определяется потребляемой мощностью и размещением электрических нагрузок.
Электрические сети подразделяют на распределительные, питающие (районные) и системообразующие. Напряжение распределительных сетей может быть 6-110 и 0,38 кВ, питающих сетей (от источников до крупных распределительных узлов района) — 35-330 кВ; системообразующих (для мощных связей между крупными узлами энергосистемы или энергосистемами) — 500-1150 кВ.
Распределительные сети охватывают трансформаторные подстанции (ТП), распределительные пункты (РП), соединяющие их кабели, вводные устройства и все кабельные или воздушные линии от сборных шин низшего напряжения ТП до вводных (ВУ) или вводно-распределительных (ВРУ) устройств потребителя
4.1.3. Распределительные устройства и линейные сооружения
Конструкция расределительных устройств и их классификация. Электроустановка, предназначенная для приема электрической энергии от генераторов, трансформаторов или линий электропередачи и ее распределения между потребителями, называется распределительным устройством (РУ).
Распределительные устройства (РУ) состоят из коммутационных аппаратов, устройств защиты, автоматики, электроизмерительных приборов. Различают распределительные устройства до 1000 В и выше 1000 В.
Все распределительные устройства выполняют в соответствии с требованиями ПУЭ (Правила устройства электроустановок), НТП (Нормы технологического проектирования электростанций и подстанций) и другими нормативными материалами.
В распределительных устройствах напряжением до 1000 В провода, шины, аппараты, приборы и конструкции выбирают как по нормальным условиям работы (напряжению, току, классу точности), так и по термическим и динамическим воздействиям токов короткого замыкания или предельно допустимой отключаемой мощности. Необходимо, чтобы вибрация, появляющаяся во время работы аппаратов, а также сотрясения от внешних воздействий не влияли на работу распределительных устройств, не нарушали контактных соединений и не вызывали нарушения регулировки аппаратов и приборов Неподвижно установленные аппараты следует монтировать на расстоянии не менее 20 мм по поверхности изоляции и 12 мм по воздуху от неизолированных токоведущих частей разных фаз, а также от неизолированных нетоковедущих металлических частей. Не допускается применение гигроскопических изолированных материалов (асбестоцемент, картон, мрамор и др.) в открытых установках и устройствах, устанавливаемых в сырых и особо сырых помещениях.
В распределительных устройствах и подстанциях напряжением выше 1000 В расстояния между электрооборудованием, аппаратами, токоведущими частями, изоляторами, ограждениями, конструкциями устанавливаются так, чтобы при нормальном режиме работы электроустановки возникающие физические явления (температура нагрева, электрическая дуга, искрение, выброс газов и др.) не могли привести к повреждению оборудования и короткому замыканию.
При нахождении РУ и подстанции в местах, где в окружающей атмосфере возможны вещества, ухудшающие работу изоляции или способствующие разрушению оборудования и шин, принимают меры, обеспечивающие надежную работу электроустановки. К ним относят: применение шин из материала, стойкого к воздействию окружающей среды, нанесение защитного покрытия, использование усиленной изоляции и т.д.
Металлические конструкции, подземные части металлических и железобетонных конструкций защищают от коррозии. Электропроводку цепей защиты, измерений, сигнализации, автоматики, освещения, проложенную по электротехническим устройствам с масляным наполнением, выполняют проводами и кабелями с маслостойкой изоляцией и покрытием.
Распределительные устройства напряжением 6 кВ и выше необходимо оборудовать блокировкой, предохраняющей оперативный персонал от ошибочного отключения и включения отделителями и разъединителями тока нагрузки, а также подсоединения заземляющих ножей к шинам, находящимся под напряжением.
Распределительные устройства электрических станций и подстанций выполняют закрытыми (ЗРУ) с расположением оборудования в зданиях и открытыми (ОРУ) с расположением всего или основного оборудования на открытом воздухе. Широко применяют комплектные распределительные устройства для внутренней (КРУ) и наружной (КРУН) установки
Закрытые распределительные устройства устанавливают внутри зданий и выполняют для напряжений 3-10 кВ, а при необходимости защиты оборудования от повышенной загрязненности атмосферы или при особо тяжелых климатических условиях — для напряжений 35-220 кВ.
При обслуживании закрытых РУ ширина коридора должна обеспечивать перемещение оборудования (в свету между ограждениями) не менее 1 м при его одностороннем и 1,2 м при двустороннем расположении. Ширина коридора управления, где находятся приводы выключателей или разъединителей, допускается 1,5 и 2 м.
Из помещений ЗРУ предусмотрены выходы наружу или в помещения с несгораемыми стенами либо перекрытиями: один выход при длине РУ до 7 м, два выхода по концам и дополнительные при длине более 60 м, при этом расстояние от любой точки РУ до выхода не должно превышать 30 м. Двери из РУ должны открываться наружу и иметь самозапирающиеся замки, открываемые без ключа со стороны РУ.
Для обеспечения отвода теплоты от трансформаторов и реакторов необходима вентиляция Взрывные коридоры, а также коридоры для обслуживания открытых камер оборудуют специальной вытяжной аварийной вентиляцией, включаемой извне и рассчитанной на пятикратный обмен воздуха в час.
Наибольшее распространение получили РУ 6-10 кВ, изготовляемые из сборных модульных элементов в виде комплектных ячеек заводского исполнения (КРУ).
Открытые рапределительные устройства выполняют на напряжения 35 кВ и выше и размещают на открытом воздухе.
Во избежание растекания масла и локализации возможного пожара при повреждении маслонаполненных аппаратов с количеством масла более 1000 кг (в одном баке) должны быть предусмотрены маслоприемники, мас-лоотводы и маслосборники. Объем маслоприемников рассчитан на прием 100% масла трансформатора или реактора и 80% масла бака выключателя. На дно маслоприемников укладывают крупный чистый гравий, причем верхний уровень его слоя должен не менее чем на 25 см превышать поверхность планировки. Маслоотводы служат для стока масла и воды, используемой при тушении пожара, из маслоприемников в системы отвода ливневых вод на безопасное в пожарном отношении расстояние (50% масла и 100% воды должны удаляться за время не более 15 мин).
Все аппараты ОРУ обычно размещают на невысоких металлических или железобетонных основаниях. Гибкие линии крепят с помощью подвесных изоляторов к порталам, выполненным в основном из металлических конструкций в виде прямоугольных арок, а жесткие шины — с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках.
Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конст
рукций без их заглубления в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ. При сооружении ОРУ ограждение обязательно.
Достоинствами открытых РУ являются меньшие по сравнению с ЗРУ объем строительных работ (отсутствуют здания), их стоимость и время выполнения, а их недостатками — неудобство обслуживания при низких температурах и в плохую погоду, большая занимаемая площадь. Кроме того, аппараты, входящие в ОРУ, подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры. При низких температурах и гололеде в них значительно ухудшается работа приводов, особенно разъединителей или отделителей, что при дистанционном управлении приводит к недовключениям, так как оператор не видит операции включения-отключения или она происходит автоматически (например, при коротком замыкании).
4.1.4. Производство, передача и рапределение электроэнергии
Основные сведения. Производство, передача и потребление электроэнергии представляют собой неразрывный процесс, особенностью которого является совпадение во времени выработки электроэнергии с ее потреблением. Поэтому электрические станции, передающие сети и электроприемники потребителей объединяют в электроэнергетические системы, связанные в одно целое общностью режима.
Электрическая станция — это промышленное предприятие по производству электрической энергии в результате использования или преобразования различных видов энергий.
Наибольшее количество электрической энергии производится на тепловых и гидравлических станциях. С каждым годом увеличивается выработка энергии на атомных электростанциях.
На тепловых электростанциях (ТЭЦ) используют теплоту сгораемого топлива (уголь, нефть или газ) для нагрева находящейся в котлах воды и превращения ее в пар. Пар вращает роторы паровых турбин и соединенные с ними роторы генераторов, механическая энергия которых преобразуется в электрическую.
На гидроэлектростанциях вода, падающая с высоты, обусловленной разностью верхнего и нижнего уровней (бъефов) плотины, вращает рабочее колесо гидротурбины, в результате чего энергия воды преобразуется в электроэнергию
Энергией для атомных станций служит теплота, выделяющаяся при распаде радиоактивных элементов и их изотопов, которая используется для нагрева теплоносителя — воды*. В дальнейшем процесс аналогичен процессам в тепловых электростанциях.
* В качестве теплоносителя применяют еще жидкий натрий.
Существуют и другие виды небольших по мощности электростанций, на которых, используя энергию ветра, теплоту солнечных лучей, энергию морских приливов, вырабатывающих электрическую энергию. По виду использованной энергии эти электростанции называются ветроэлектростанциями, гелиоэлектростанциями, приливными.
К электростанциям небольшой мощности относят дизельные, генераторы которых приводятся в действие дизелями. Такие электростанции монтируют в небольших городских поселках, в сельской местности, а также выполняют передвижными (ПЭС) для нужд строительства и подвижных объектов потребителя.
Важнейшими элементами энергетических и электрических систем, объединяющих ряд электростанций для лучшего использования их мощностей, являются передающие электрические сети, распределительные устройства и подстанции.
Передающая электрическая сеть состоит из воздушных или кабельных линий электропередачи, по которым электроэнергия поступает от ее источника (электростанций) к потребителю.
Подстанция — это электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов, распределительных устройств, устройств управления и вспомогательных сооружений.
Упрощенная схема электрической системы приведена на рис. 4.1.3. От генераторов Г электрических станций энергия поступает в электрические сети.
Рис. 4.1.3.
Упрощенная схема электрической системы
Частью электрической системы являются электрические сети города (рис. 4.1.4...4.1.6). Они состоят из электроснабжающих и распределительных сетей. Электроснабжающие сети соединяют между собой центры питания.
Распределительная сеть — это совокупность ЛЭП 0,38-110 кВ понижающих подстанций 110/35/10 кВ, 35/6-10 кВ потребительских подстанций 6-10/0,38 кВ; 0,35/0,4 кВ; распределительных и секционирующих пунктов.
Для непосредственного использования в установках потребителей напряжение снижается на потребительс
Рис. 4.1.4. Схема электроснабжения района: РЭС— районная электрическая станция;
РПП — районная понижающая подстанция;
ГПП — главная понижающая подстанция предприятия; ТП — трансформаторная понижающая подстанция; ЛЭП — линия электропередачи
ких подстанциях до значений 380, 220/127 В, безопасных для обслуживающего персонала и населения.
Линии электропередачи
распределительных сетей 0,38-35 кВ имеют большое количество ответвлений (отпаек) к потребителям, особенно линии 0,38; 6-10 кВ.
В сельской местности и в малых городах и поселках потребители получают питание в основном по воздушным ЛЭП.
В сетях напряжением до 1 кВ промышленных предприятий в последние годы начато внедрение напряжения 660 В (трансформаторы 6-10/0,66 кВ) Двигатели напряжения 660 В имеют вращающий момент, приближающийся по величине к вращающему моменту двигателей 6 кВ, которые применяли для привода тяжелых технологических механизмов (компрессоров, насосов и др.). Это заставляло применять напряжение 6 кВ на подстанциях 35 кВ и выше, на электростанциях. Поэтому внедрение напряжения 660 В позволяет снизить применение напряжения 6 кВ на подстанциях 35 кВ и выше, и что снижает в целом потери напряжения в сетях, создает нормальный уровень напряжения у потребителей и др. В то же время привод двигателей 660 В проще, безопаснее и надежнее, чем у приводов двигателей 6 кВ.
Напряжение 660 В применяется для двигателей мощностью только до 400 кВт, так как в электроцепи электродвигателя большей мощности увели-
Рис. 4.1.5. Структурная схема электроснабжения города:
ЭС — государственная районная электростанция (ГРЭС); Т1 — повышающий трансформатор при ГРЭС; Т2 — понижающий трансформатор центра питания;
ТЗ — понижающий трансформатор в ТП; ВЛ — воздушная линия напряжением 35-750 кВ; РУ— распределительное устройство 6-10 кВ понижающей постанции (центр питания); ПКЛ— питающая кабельная линия; РП— рапределительный пункт; РКЛ — рапределительная кабельная линия; ТП — трансформаторная подстанция; КЛ — кабельная линия напряжением 0,4 кВ; ВРУ — вводно-рапредели-тельное устройство в жилом доме, ГПП — главная понижающая подстанция завода;
ЩУ — щитовое устройство напряжением 0,4 кВ в цехе завода
чивается до недопустимой величины ток и это ограничивает применение напряжения 660 В.
По уровню номинального напряжения электрические сети иногда делят на сети низкого (до 1 кВ), среднего (выше 1 кВ до 35 кВ включительно), высокого (110-220 кВ), сверхвысокого (330-750 кВ) и ультравысоко-го (выше 1000 кВ) напряжений
Напряжение приемников электроэнергии, генераторов и трансформаторов, при котором они нормально и наиболее экономично работают, называют номинальным. Это напряжение указывают в паспорте электрической машины и аппарата.
В установках трехфазного тока номинальным принято считать значение междуфазного напряжения. Поэтому, если номинальное напряжение
Рис. 4.1.6. Схема электрической сети города
линии 35 кВ, ее фазное напряжение будет в д/з раз меньше, т.е. 20,2 кВ, для 10 кВ — 5,77 кВ.
Номинальное напряжение сети принимают равным номинальному напряжению приемников электроэнергии. В действительности напряжение сети в каждый момент времени в различных ее точках неодинаково. В начале линии оно обычно несколько выше номинального, а в конце — ниже его.
Приведем основные сведения о режимах работы нейтралей в электрических сетях, предварив эту тему сведениями о коротких замыканиях (КЗ) и однофазных замыканиях на землю в сетях 6~35 кВ, работающих, как правило, в РФ с изолированной нейтралью.
Общие сведения о коротких замыканиях и однофазных замыканиях на землю (ГОСТ 26522—85). Одной из основных причин нарушения нормальной работы электрических установок являются короткие замыкания. Короткое замыкание (к.з.) — всякое, не предусмотренное нормальными условиями работы, электрическое соединение между фазами, а в системах с заземленной нейтралью (или четырехпроводных) — соединение одной или нескольких фаз с землей (или на нулевой провод).
Замыкания могут быть через электрическую дугу или непосредственно (без переходного сопротивления). В электрических сетях в зависимости от режима нейтралей возможны следующие виды коротких замыканий и замыканий на землю: трехфазное короткое (симметричное замыкание всех трех фаз); двухфазное (несимметричное замыкание двух фаз); двухфазное на землю (несимметричное замыкание); однофазное короткое (несимметричное замыкание в сетях с заземленной нейтралью); однофазное на землю (в сетях с изолированной нейтралью).
Токи короткого замыкания отключаются релейной защитой в кратчайший срок. Обычно они существуют не более 5 с, однако их необходимо учитывать, так как из-за термического и электродинамического воздействия токов возможны серьезные повреждения электрооборудования и проводников, вызывающие отказ основного оборудования электроустановок, аварии на электростанциях и подстанциях, а также системные аварии. Особенно опасны короткие замыкания на шинах станций и подстанций, которые часто происходят из-за загрязнения изоляции и ее пробоя, нарушения работы релейной защиты и коммутационной аппаратуры. В результате этого на подстанциях возможны взрывы и пожары, которые приводят к тяжелым последствиям и длительным перерывам в электроснабжении. При коротких замыканиях линий электропередачи и отключении их релейной защитой также на длительное время может быть прервано электроснабжение (особенно в сельской местности на линиях без резервного питания), что приносит большой экономический ущерб.
При замыканиях на землю в сетях с изолированной нейтралью допускается работа до отыскания места повреждения. Режим замыкания на землю также опасен, поскольку сопровождается перенапряжением, приводящим к режимам двухфазного (двойного) замыкания на землю и отключению потребителей. Кроме того, при этом режиме возникает опасность поражения людей и животных, а в месте касания провода земли — опасность пожара из-за электрической дуги.
В системе электроснабжения воздушные сети напряжением до 1000 В менее надежны. Наряду с междуфазными в сетях могут быть однофазные короткие замыкания «фаза — нуль» и «фаза — земля». Эти повреждения также опасны, поскольку возможны междуфазные короткие замыкания.
Установлено, что в сетях с заземленной нейтралью однофазные короткие замыкания составляют 65%, двухфазные на землю — 20, двухфазные —
10, трехфазные — только 5%. В сетях с изолированной нейтралью наибольшее число повреждений наблюдается при замыканиях на землю и двухфазных коротких замыканиях
Короткие замыкания в электрических сетях объясняются различными причинами: нарушением их изоляции из-за атмосферных и коммутационных перенапряжений, а также ее старением, механическими повреждениями, повреждениями, вызванными животными и птицами, набросами на провода посторонних предметов, проездом под линиями негабаритных механизмов (кранов с поднятой стрелой, комбайнов и т.п.), падением опор, схлестыванием проводов при ветре, гололеде, «пляске проводов» и т.п. Часто причиной повреждений этих сетей могут быть также неправильные действия обслуживающего персонала, например, ошибочные отключения разъединителями цепи с током, включение разъединителей на закоротку, ошибочные переключения в главных схемах и схемах релейной защиты и автоматики, включения линий на короткие замыкания из-за неснятия заземлителей при ремонтных работах и т.п. Чем лучше организована эксплуатация электроустановки, тем реже бывают в ней короткие замыкания. Однако исключить их полностью нельзя, поэтому принимают меры, чтобы они не вызывали повреждений оборудования и длительных нарушений его работы. Во время коротких замыканий из-за больших токов иногда повышается температура токоведущих частей, и происходят повреждения проводников и изоляции. При этом электродинамические усилия могут разрушить электрооборудование. Снижение напряжения в сети при коротком замыкании вызывает уменьшение вращающего момента электродвигателей потребителей, их торможение и даже полную остановку, а также нарушение работы отдельных участков сетей, ведущее к отключениям потребителей. При коротком замыкании возникает сильное электромагнитное влияние на линии связи и системы железнодорожных блокировок.
Таким образом, чтобы свести до минимума отрицательные последствия от коротких замыканий, надо научиться определять токи к. з. Расчеты токов необходимы: для сопоставления, оценки и выбора главных схем электрических соединений подстанций; выбора электрических аппаратов; оценки поведения потребителей при аварийных условиях; проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики; проектирования заземляющих устройств; определения влияния токов к. з. на линии связи; выбора разрядников; анализа аварий.
Для оценки теплового и электродинамического воздействия тока к. з., а также для определения степени понижения напряжения следует знать максимально возможные токи к. з. в данной точке сети. Для расчетов действия релейной защиты и обеспечения ее успешной работы в наиболее сложных условиях определяют также и минимальные токи к. з.
В настоящее время уровень токов к. з. для сетей существенно повысился. Для сетей 35 кВ и более он ограничивается параметрами выключателей,
трансформаторов, проводников и другого электрооборудования, условиями обеспечения устойчивости энергосистемы, а для сетей 3-20 кВ — параметрами электрических аппаратов и токопроводов, термической стойкостью кабелей, устойчивостью двигательной нагрузки.
Для ограничения токов к. з. используют секционирование сетей, устанавливают трансформаторы с расщепленными обмотками низшего напряжения, токоограничивающие реакторы. Применение каждого способа должно быть экономически обосновано.
Секционирование сетей является эффективным средством, позволяющим уменьшить уровни токов к. з. в 1,5...2 раза. В распределительных сетях 10 кВ широко применяется раздельная работа секций шин, получающих питание от различных трансформаторов подстанции. Однако в этом случае имеются недостатки: разные уровни напряжения по секциям, неравномерная загрузка трансформаторов и т.д.
В силовых трансформаторах мощностью 25 МВ • А и выше используют расщепление обмотки низшего напряжения на две, что позволяет увеличить сопротивления трансформаторов в режиме к. з. примерно в 2 раза.
Реакторы служат для ограничения токов к. з. в мощных электроустановках, а также для поддержания на сборных шинах значительного остаточного напряжения. Их применяют в основном в электрических сетях напряжением 6~10 кВ, реже 35 кВ и выше.
Режим работы нейтралей. Общие точки обмоток генераторов или трансформаторов, соединенных в звезду, называются нейтралями установок. От вида связи нейтралей шин и трансформаторов с землей в значительной степени зависит уровень изоляции электроустановок и выбор аппаратуры, перенапряжения и способы их ограничения, требования к защитам от коротких замыканий, безопасность работ в электрических сетях, капиталовложения, надежность работы и т.п.
Заземление нейтралей, обусловленное режимом работы электрической сети, называется рабочим (защитное заземление в отличие от рабочего обеспечивает безопасность работы персонала, а грозозащитное — необходимые условия для функционирования систем защиты от перенапряжений).
В зависимости от режима нейтрали электрические сети разделяют на четыре группы: с незаземленными, резонансно-заземленными, эффективно заземленными и глухозаземленными нейтралями.
В нашей стране к первой и второй группам относят сети напряжением 3-35 кВ, в которых нейтрали трансформаторов или генераторов изолированы от земли или заземлены через дугогасящие катушки, к третьей группе — сети высокого и сверхвысокого напряжений (ПО кВ и выше), нейтрали которых соединены с землей непосредственно или через небольшое активное сопротивление, к четвертой — сети 220 и 380 кВ.
Режим работы нейтрали определяет значение тока замыкания на землю, который протекает через нейтраль в результате аварийного режима (обрыв провода, пробой изоляции), когда одна или несколько фаз имеют электрический контакт с землей.
Сети, в которых токи однофазного замыкания на землю менее 500 А, называют сетями с малыми токами замыкания на землю (сети с незазем-ленными и резонансно-заземленными нейтралями), а те сети, в которых более 500 А — сетями с большими токами замыкания на землю (сети с глухо- и эффективно заземленными нейтралями).
В сетях с незаземленными нейтралями возможны однофазные замыкания на землю, которые опасны для людей и животных и, кроме того, они могут переходить в междуфазные короткие замыкания. Поэтому в этих сетях предусмотрены специальные сигнальные устройства, извещающие персонал о возникновении однофазных замыканий на землю. Отыскание места повреждения должно начинаться немедленно и устраняться в кратчайший срок.
В сетях 3-35 кВ для уменьшения тока замыкания на землю заземляют нейтрали через дугогасящие катушки (вторая группа электрических сетей). Этот ток, компенсируемый индуктивным током катушки, не будет протекать через место замыкания на землю, благодаря чему дуга в месте повреждения не появляется и опасные последствия, связанные с ней, устраняются. При глухом и эффективном заземлениях нейтрали в сетях 220 и 380 В, а также 110 кВ и более во время однофазных замыканий на землю напряжение на неповрежденных фазах составляет 0,8 междуфазного напряжения в нормальном режиме работы в отличие от сетей с незаземленной нейтралью, в которых при этом режиме напряжение неповрежденных фаз возрастает в л/зраз. В момент замыкания на землю линия отключается.
Распределительные сети напряжением 6-10 кВ, как правило, работают с изолированной или заземленной через дугогасительное устройство нейтралью. Дугогасительные катушки с автоматическим регулированием предусматриваются, если ток замыкания на землю подсоединенной сети больше 15 А при 20 кВ, 20 А — при 10 кВ и 30 А — при 6 кВ.
Сети низшего напряжения 0,4/0,23 кВ выполняются четырехпроводными, с глухозаземленной нейтралью.
Однако в кабельных сетях 6-10 кВ крупных городов (Москва, Санкт-Петербург и др.) с большими емкостными токами, где снижен уровень изоляции кабелей, прослуживших большой срок, где при замыкании на землю повышена вероятность замыкания через электрическую дугу и ввиду повышения напряжения на неповрежденных фазах, в последние годы увеличилось число повреждений кабелей.
Например, в МКС «Мосэнерго» в 1996 г. произошло 21 повреждение на 100 км кабелей или 7000 повреждений во всех сетях.
В целях ограничения времени воздействия на сети 6-35 кВ повышенных уровней напряжения при возникновении однофазных замыканий на землю в европейских странах эти сети работают с заземлением нейтрали через активное сопротивление. А во Франции такие сети работают даже с глухозаземленной нейтралью. В этих условиях при замыкании на землю линия отключается устройством релейной защиты.
Сегодня ясно, что при емкостных токах до 100 А для снижения воздействия емкостных токов в сети необходимо использовать заземление нейтрали через активное сопротивление, а при больших токах — глухое заземление нейтрали. Величину сопротивления выбирают из условия ia ± ic.
При переходе от незаземленной нейтрали сети к заземленной — сложная экономическая и техническая задачи: необходимо выбрать трансформаторы, на которых необходимо заземлить нейтраль 6-10 кВ, на присоединениях 6-10 кВ установить третий трансформатор тока, выбрать величину активного сопротивления заземлителя и др.
Заземление нейтрали через активное сопротивление потребует для нормальной работы оборудования ТП и РП снизить величину сопротивления контуров стационарных заземлений с 4 до 0,5 Ом.
4.1.5. Эле/ трические подстанции
Основные сведения. Подстанции с трансформаторами, преобразующие электроэнергию только по напряжению, называют трансформаторными, а преобразующие по напряжению и другим параметрам (выпрямление тока, изменение частоты) — преобразовательными.
Подстанции бывают повышающие и понижающие. Повышающие подстанции чаще всего сооружают непосредственно на электростанциях. Они служат для преобразования напряжения до более высокого уровня, при котором электроэнергию «транспортируют» до потребителей. Понижающие подстанции преобразуют напряжение питающей сети до более низкого уровня, при котором электроэнергию передают потребителям, подключенным к данной подстанции.
Любая подстанция (рис. 4.1.7) состоит из нескольких распределительных устройств РУ разных стандартных ступеней напряжения, между которыми имеются трансформаторные (автотрансформаторные) связи. Принимаемая из энергосистемы на шины РУ низшего (НН) или высшего (ВН) напряжения электрическая энергия трансформируется и распределяется между потребителями в РУ ВН или НН, а в ряде случаев и среднего (СН) напряжения.
Подстанции различают по назначению, способам присоединения к сети и зашиты трансформаторов, типам устанавливаемой коммутационной аппа-
Рис. 4.1.7 Структурная схема электрической подстанции:
а, б — выдача электрической энергии на сторонах ВН и НН; в — выдача электрической энергии на сторонах НН и СН, Л1 — линия потребителей электрической энергии на стороне НН, Л2иЛЗ — линии выдачи электрической энергии на сторонах ВН и СН, Т2пТЗ — силовые двухобмоточный и трехобмоточный трансформаторы
ратуры на стороне ВН и применяемых компенсирующих устройств, способам управления и сооружения, а также по конструкции.
По назначению подстанции разделяют на потребительские, сетевые и системные. Потребительские подстанции предназначены для электроснабжения потребителей, территориально примыкающих к ним. Они характеризуются установкой, как правило, двухобмоточных трансформаторов. Сетевые подстанции предназначены для электроснабжения небольших районов. Наряду с транзитом относительно небольшой мощности на стороне ВН они имеют на стороне НН значительные местные, а на стороне СН — районные нагрузки Системные подстанции отличаются от потребительских и сетевых значительным отбором мощности и осуществлением управления перетоком мощности в энергосистеме по магистральным сетям ВН, а также в сеть СН.
По способу присоединения к сети подстанции разделяют на тупиковые (блочные), ответвительные (блочные), проходные (транзитные), узловые. Тупиковые подстанции получают питание по одной или двум тупиковым воздушным линиям электропередачи. Ответвительные подстанции присоединяют ответвлением к одной или двум проходящим ВЛ с односторонним или двусторонним питанием. Проходные подстанции включают в рассечку одной или двух проходящих ВЛ с односторонним или двусторонним питанием. Узловые подстанции кроме питающих имеют отходящие радиальные или транзитные ВЛ.
По способу защиты трансформаторов подстанции бывают с предохранителями (только до 35 кВ), с короткозамыкателями, с короткозамыкате-лями и отделителями, с короткозамыкателями и выключателями нагрузки, с системами передачи телеотключающего импульса и резервирующего его короткозамыкателя с выключателями.
По типу устанавливаемой коммутационной аппаратуры на стороне ВН различают подстанции с выключателями, без выключателей и комбинированные. Подстанции без выключателей разделяют на три подгруппы: с выключателями нагрузки; с отделителями; с разъединителями, снабженными дистанционными приводами, включенными в цикл автоматики. На комбинированных подстанциях применяют перечисленные коммутационные аппараты в различных сочетаниях.
По типу применяемых компенсирующих устройств различают подстанции с синхронными компенсаторами, с батареей шунтирующих статических конденсаторов, с продольной емкостной компенсацией, с установкой шунтирующих реакторов на стороне ВН, СН или НН.
По способу управления подстанции могут быть: телеуправляемыми с телесигнализацией; только с телесигнализацией; с телесигнализацией и управлением с оперативного пункта управления (ОПУ). Они оперативно обслуживаются постоянными дежурными на щите управления, дежурными на дому, оперативно-выездными бригадами (ОВБ). В ряде случаев подстанции обслуживаются совместно с распределительными сетями. Ремонт подстанций осуществляется специализированными выездными бригадами централизованного ремонта или местным персоналом подстанции.
На подстанциях применяют открытые (ОРУ), закрытые (ЗРУ) или комплектные распределительные устройства. Наибольшее распространение при сооружении распределительных устройств получили комплектные РУ, состоящие из полностью или частично закрытых шкафов или блоков с встроенными в них аппаратами, устройствами зашиты и автоматики, поставляемые в собранном или полностью подготовленном для сборки виде. В зависимости от конструктивных особенностей различают комплектные РУ для закрытой (КРУ) и наружной (КРУН) установки (см. раздел 4.4).
В комплектных РУ из герметизированных металлических шкафов (КРУЭ) изолирующей и дугогасящей средой является элегаз (шестифтористая сера). Устройства КРУЭ преимущественно используют в ЗРУ. В распределительных устройствах смешанного типа комплектный универсальный выключатель, состоящий из выключателя, выходного разъединителя и трансформатора тока, размещается внутри шкафа, заполненного элегазом, а сборные шины, ошиновка и шинные разъединители — на открытом воздухе.
Графики нагрузки. Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняются. График нагрузки
представляет собой диаграмму изменения мощности (тока) электроустановки во времени (режим ее работы).
Различают графики нагрузки по виду фиксируемого параметра (активная Р, реактивная Q и полная S мощности, а также ток /), по продолжительности (суточные и годовые), по виду исполнения (непрерывные и ступенчатые), по сезону (зимние и летние), по месту контроля и элементу энергосистемы, к которому они относятся (графики нагрузки потребителей на потребительских подстанциях, сетевые — на районных и узловых подстанциях, а также графики нагрузки электростанций и энергосистемы).
Графики нагрузки используют для анализа работы электроустановок, проектирования системы электроснабжения, составления прогнозов электропотребления, планирования ремонтов оборудования, а также для контроля нормального режима работы при эксплуатации. Они имеют базовую и пиковую части. Пиковая часть графика нагрузки характеризуется наибольшей потребляемой мощностью в данный момент времени. В момент пиков потребления обычно включаются все резервные мощности электростанций. Это самый напряженный момент работы энергосистемы (например, зимний вечерний пик нагрузки, когда возможно даже отключение части неответственных потребителей — частотная разгрузка).
Для регулирования графиков нагрузки выполняют следующее: подключение нагрузки ночью (насосные, гидроаккумулирующие станции в насосном режиме, зарядные станции, теплоаккумулирующие водонагревательные установки) и сезонных потребителей в момент провалов графиков (полив, орошение, кондиционеры, электрокалориферы); увеличение числа рабочих смен на промышленных предприятиях; смещение начала работы смен и предприятий; разнесение выходных дней; введение зимнего и летнего времени; усовершенствование тарифной системы и введение различных тарифов оплаты за электроэнергию днем и ночью.
Ступенчатый суточный график активной нагрузки потребителя с различными электроустановками показан на рис. 4.1.8.
О 4 8 12 16 20 241,ч О 4 8 12 16 20 241, ч О 4 В 12 16 20 241, ч a б е
Рис. 4.1.8. Суточные графики нагрузки различных электроустановок:
а — при работе предприятий в две смены; б — при работе предприятий в три смены; в — на коммунальные нужды города; г — график мощности завода ЗИЛ на сутки
Подстанции. Распределительные пункты
Рис. 4.1.8. Окончание
Выравнивание графиков нагрузки — одна из важнейших задач в энергосистемах, в том числе и в распределительных сетях, поэтому все страны для экономии топливно-энергетических ресурсов стремятся использовать электроэнергию во внепиковое (особенно ночное) время.
Перспективы роста электрических нагрузок в сельском хозяйстве. До настоящего времени определяющими в формировании электрических нагрузок сельских электрических сетей были сельскохозяйственные потребители: животноводческие комплексы и фермы, теплицы, пункты и предприятия для послеуборочной обработки зерна, насосные станции для подачи воды в оросительные системы и др.
В 1996-2000 г. намечалось расширить использование электроэнергии в технологических процессах и создать новые электротехнологии для сельского хозяйства (переработка сельскохозяйственной продукции, производство продуктов питания и др.), а также повысить уровень электромеханизации сельскохозяйственных работ. Дальнейшее развитие должны были получить и промышленные технологии, позволяющие обеспечить с помощью электроэнергии теплоснабжение сельских предприятий, микроклимат в животноводческих и культивационных сооружениях и т.п.
Результаты исследований, проведенных в ЭНИН, ВИЭСХ и других научных организациях, доказали целесообразность и экономическую эффективность применения в отдельных случаях систем и установок децентрализованного электротеплоснабжения различных предприятий сельскохозяйственного назначения с использованием внепиковой электроэнергии. Организации Минэлектротехприбора разрабатывали и подготавливали к серийному производству автоматизированные установки, предназначенные для электроотопления домов усадебного типа и небольших объектов культурно-бытового назначения (магазинов, аптек, клубов, контор и т.д.). В настоящее время освоено производство бытовых аккумуляционных электроводонагревателей.
Ожидалось, что за 1996-2000 гг. уровень бытовых электрических нагрузок на селе увеличится вдвое, так как электроэнергия более широко будет использоваться для электромеханизации работ в личном подсобном хозяйстве, переработки плодоовощной продукции и последующего ее хранения (в том числе в замороженном виде), ухода за домашними животными и птицей, производства продуктов питания из молока, мяса, овощей. Резко возрасло использование электроэнергии для приготовления пищи и корма животным, нагрева воды, отопления жилых комнат, инкубаторов, теплиц и других вспомогательных или рабочих помещений. Рост электропотребления (с учетом личного подсобного хозяйства) и изменение режимов использования электроэнергии потребовало изменений расчетных нагрузок в различных элементах распределительных электрических сетей и трансформаторных подстанций, на вводах в жилые дома (крестьянские подворья).
Но анализ электропотребления в аграрном секторе экономики России указывал на некоторый спад общего использования электроэнергии на селе со 103 ТВт-ч в 1991 г. до 41,7 ТВт-ч в 1997 г. При этом, за этот период наблюдался устойчивый рост электропотребления в коммунально-бытовом секторе села примерно на 5% ежегодно, что в значительной мере объяснялось частичным переносом товарного производства из общественного сектора в сферу личного подсобного хозяйства и крестьянского подворья. К 2005 г. ожидается, что электропотребление на коммунально-бытовые цели села удвоится и достигнет 75...80 ТВт-ч, при этом электрические нагрузки возрастут в 2...4 раза. Рост электропотребления и электрических нагрузок приведут к неизбежной перегрузке и необходимой модернизации дополнительно почти 0,5 млн км действующих сетей напряжением 0,4 кВ, питающих коммунально-бытовую нагрузку.
Прогнозируемые объемы потребления электроэнергии сельским хозяйством страны на перспективу до 2020 г. приведены в табл. 4.1.3.
Существенно возросшая электровооруженность труда в сельском хозяйстве, развитие новых форм собственности и фермерских хозяйств, значительное потребление электроэнергии в жилищно-социальной сфере (элект-ропищеприготовление, электроотопление, электроподогрев для горячего водоснабжения) приводят к тому, что нарушения электроснабжения потребителей вызывают все более тяжелые экономические и социальные ситуации. Поэтому для дальнейшего развития сельских электрических сетей необходимо повысить надежность электроснабжения, что требует разработки новых принципов построения сельских электрических сетей.
Учитывая современное состояние, и на основании концепции развития распределительных электрических сетей предусматривается переход к проектированию и строительству ВЛ различного класса напряжений с применением экологически безопасных элементов линий, не требующих плановой замены проводов в течении всего срока эксплуатации. С учетом этих требований ОАО «Иститут Западсельэнергопроект» впервые на Северо-Западе России разработал и внедрил в практику проектирования, строительства применение изолированных и защищенных изоляцией проводов на ВЛ 0,4...20 кВ
Таблица 4.1.3. Прогнозируемые объемы потребления электроэнергии сельским хозяйством России до 2020 г*
1990 г. 1995 г. 2000 г. 2005 г. 2010 г. 2015 г. 2020 г.
Сельское хозяйство, млн т у.т. 62 41 34 35 37 40 42
Источник: Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.
В табл. 4.1.4...4.1.7 и рис. 4.1.9...4.1.14 представлены главные электрические схемы электростанций.
Таблица 4.1.4. Схемы присоединения генераторов электростанций
Наименование схемы Область применения Дополнительные указания
Блочные На конденсационных электростанциях (ЭС), АЭС, а также на ГЭС и ТЭЦ при крупных агрегатах Применение укрупненных и объединенных блоков обосновывается технико-экономическим расчетом; их особенно широко применяют на ГЭС, учитывая маневренный характер работы последних
Блок «генератор — трансформатор» (Г-Т), рис. 4.1.9. а Как правило, при генераторах мощностью 300 МВт и более При технико-экономических обоснованиях между генератором и трансформатором устанавливается выключатель. Такое решение, в частности, целесообразно: для повышения надежности питания собственных нужд (с. н.) при турбинах с противодавлением: при применении схемы блока «Г—Т» — линия без выключателя в РУ ВН; для уменьшения числа операций выключателями РУ ВН; для уменьшения числа операций выключателями на секциях с. н. и использования рабочего трансформатора (реактора) для пуска и остановки блока
Блок «генератор -автотрансформатор», рис. 4.1.9, б При наличии на ЭС двух РУ ВН Та же схема применяется при трехобмоточных трансформаторах
Блок «Г-Т» с расщепленными обмотками, рис. 4.1.9, в В сочетании с генератором, имеющим параллельные обмотки Применяется в целях облегчения оборудования и снижения величины тока замыкания
Укрупненный блок «два генератора — двухобмоточный трансформатор», рис. 4.1.9, г Как правило, при генераторах мощностью менее 300 МВт На ГЭС генераторные выключатели устанавливаются только при мощности генератора 80 МВт и более. Схема применяется также при трех и более генераторах
Укрупненный блок «два генератора -трансформатор с расщепленной обмоткой», рис. 4.1.9, д То же То же
Объединенный блок, рис. 4.1.9, е То же На пиковых газотурбинных ЭС в объединенном блоке допускается до четырех генераторов
Схемы с РУ генераторного напряжения (ГРУ) На ТЭЦ, а также на ГЭС малой мощности -
Окончание табл. 4.1.4
Наименование схемы Область применения Дополнительные указания
Одна секционированная система шин, рис. 4.1.10, а Как правило, при питании потребителей парными линиями с разных секций ГРУ Число секций обычно равно числу генераторов. Реакторы секционные, в схеме присоединения потребителей применяются по условиям ограничения токов КЗ; при необходимости предусматриваются разъединители, шунтирующие секционные реакторы. Наряду с присоединением нагрузки к соответствующей секции возможно также использование групповых сборок на ответвлениях от генераторов
Одна секционированная замкнутая система шин («кольцо»), рис. 4.1.10,6 Как правило, при питании потребителей парными линиями с разных секций ГРУ; а также при четырех секциях и более То же
Одна секционированная рабочая и резервная системы шин, рис. 4.1.10, в При питании от ЭС разветвленных сетей с недостаточным резервированием потребителей Тоже, а также при четырех и более секциях рабочая система шин обычно соединяется в кольцо
Примечания: 1 Схемы и указания таблицы соответствуют Нормам технологического проектирования. 2. На схемах не показаны измерительные трансформаторы, разрядники, устройства компенсации, проектируемые применительно к условиям конкретного объекта.
Рис. 4.1.9. Схемы блоков «генератор - трансформатор»
FMf»
х Ti m ТТГГГ jjlij mil
ни seas ваза аазз
Till Illi II I I 11 I I
Рис. 4.1.10. Схемы РУ генераторного напряжения ЭС
Таблица 4.1.5. Схемы РУ высокого напряжения электростанций
Наименование схемы Область применения
кВ Дополнительные указания
Блок «генератор - трансформатор - линия» (Г-Т -Л) без выключателя на стороне ВН, рис. 4.1.11, а 35-750 Блок присоединяется к РУ ближайшей понижающей подстанции
Блок Г—Т—Л с уравнительнообходным многоугольником, рис. 4.1.11,6 330-750 То же
Одна основная секционированная и обходная системы шин, рис. 4.1.12, а 35-220 На 35 кВ применяется без обходной системы шин
Две рабочие и обходная системы шин, рис. 4.1.12, 6 35-220 При числе присоединений до 12. На 35 кВ применяется без обходной системы шин
Две рабочие секционированные системы шин с обходной, рис. 4.1.12, в 35-220 При числе присоединений более 16 (при числе присоединений от 12 до 16 секционируется только одна система шин). На 35 кВ применяется без обходной системы шин
Многоугольник, рис. 4.1.13, а 330-750 Допускается до шести присоединений
Два связанных многоугольника с выключателями в перемычке, рис. 4.1.13, 6 330-750 К каждому многоугольнику допускается до шести присоединений
Две системы шин с четырьмя выключателями на три цепи (схема «4/3»), рис. 4.1.13, в 330-750 —
Две системы шин с тремя выключателями на две цепи (полуторная схема), рис. 4.1.13, г 330-750 —
Примечания: 1. Схемы и указания таблицы соответствуют Нормам технологического проектирования. 2. При надлежащих обоснованиях могут применяться схемы, не вошедшие в таблицу, в том числе схемы мостика и трансформатор-шины (см. табл. 4.1.6), а также схемы «шины - линия» и две системы шин с двумя выключателями на цепь.
Рис. 4.1.11 Схемы блоков «генератор—трансформатор—линия»
8 8
Рис. 4.1.12. Схема РУ ВН ЭС со сборными шинами
Таблица 4.1.6. Схемы собственных нужд электростанций
Характеристика схемы Нормативное или рекомендуемое решение
Номинальное напряжение с н.: на стороне ВН на стороне НН Как правило, 6 кВ. Допускается 3 кВ (для расширяемых ЭС, уже имеющих это напряжение, и для ЭС средней мощности с генераторами 10 кВ) и 10 кВ (для конденсационных ЭС с крупными генераторами) 0,4 кВ с глухозаземленной нейтралью
Схема РУ с. н. На всех напряжениях одиночная секционированная система шин с рабочим питанием секций котла, агрегата по блочной схеме и с резервным питанием от независимого источника
Число секций ВН Как правило, одна секция на котел, агрегат. При блоках 160 МВт и более — две секции на блок
Рабочее питание с. н.: схема блоков «генератор — трансформатор» схема с РУ генераторного напряжения (ГРУ) Ответвлением от генератора (при комплектном шинопроводе ответвление может быть без коммутационных аппаратов). При блоках с противодавлением схема с ответвлениями не рекомендуется Линиями от шин ГРУ (не более двух линий с. н. на секцию ГРУ)
Резервное питание с. н.: конденсационные ЭС ТЭЦ АЭС Через секционные связи от аналогичных секций других блоков либо от резервного трансформатора через резервные магистрали (магистрали при их большой протяженности обычно секционируются) От другой секции РУ генераторного напряжения или от трансформатора связи Аналогично конденсационным ЭС. Дополнительно резервируются: системы управления, защиты, КИП и автоматики реактора, дозиметрического контроля, маслонасосов постоянного тока — от аккумуляторной батареи; механизмы расхолаживания, маслонасосы переменного тока, перегрузочная машина — от дизель-генератора или от газотурбинной установки; главные циркуляционные насосы, газодувки — от вспомогательного генератора с. н., использованием энергии выбега основного генератора, либо независимой линии от другой ЭС
Окончание табл. 4.1.6
Характеристика схемы Нормативное или рекомендуемое решение
Резервное питание с. н.: ГЭС и ГАЭС Аналогично конденсационным ЭС или ТЭЦ при блочных схемах или схемах с ГРУ соответственно
Количество резервных трансформаторов: блочная схема ЭС схема с ГРУ Один при одном-двух блоках и два при трех и более блоках. На конденсационных ЭС при схеме с взаиморезервированием секций с.н. блоков резервный трансформатор с. н. нормально не присоединен к сети Один при числе рабочих трансформаторов (линий) с. н. до 6 кВ включительно и два при большем их числе В обоих случаях в качестве резервного трансформатора может быть использована третичная обмотка трансформатора связи
Схема присоединения резервных трансформаторов: блочная схема ЭС схема с ГРУ К РУ повышенного напряжения (с низшим напряжением) либо к источнику вне ЭС К ГРУ (при ГРУ по схеме с двумя системами шин — к резервной системе шин). Может быть использовано также ответвление от трансформатора связи
Число трансформаторов 6/0,4 кВ Два-три на блок; кроме того, 4...8 общестанционных
Примечания: 1. Примеры выполнения РУ 6 кВ с. н. на ЭС приведены на рис. 4.1.14.
2. Ориентировочные мощности с. н. и потребление на с. н. соответствуют данным табл. 4.1.7.
35 кВ 110 кВ
a
Рис. 4.1.14. Схемы питания РУ 6 (10) кВ с.н. электростанций: а — для блочной ЭС с взаимным резервированием секций блоков при неподключенном резервном трансформаторе (РТ); на этом рисунке разъединители условно не показаны;
б — для блочной ЭС с двумя секциями на блок и с резервированием от пускорезервного трансформатора (ПТР) через секционированные резервные магистрали (РМ);
6 — для ЭС с генераторным РУ и двумя РУ ВН, резервный трансформатор с. н. присоединен ответвлением к трансформатору связи; пунктиром показан вариант использования реакторов (при одинаковом напряжении ГРУ и РУ с.н.)
Таблица 4.1.7. Ориентировочная мощность собственных нужд электростанций
Вид электростанции Мощность с. н„ % установленной мощности ЭС Потребление с. н., % выработки электроэнергии ЭС Вид электростанции Мощность с. н„ % установленной мощности ЭС Потребление с. н., % выработки электроэнергии ЭС
ТЭЦ: пылеугольная газомазутная 8...14 5...7 8...10 4...5 АЭС: с водяным теплоносителем 5...8 4...6
ГРЭС: пылеугольная газомазутная 6...8 3...5 5...7 3...4 ГЭС: малой и средней мощности 2...3 1,5...2,0
АЭС: с газовым теплоносителем 5...14 3...12 большой мощности 0,5...1,0 0,5...2,0
Схемы ОРУ и ЗРУ высокого напряжения
Схемы РУ (рис. 4.1.15...4.1.18, табл.4.1.8), а также указания по их применению соответствуют сетке типовых схем Энергосетьпроекта для РУ 6~ 750 кВ ПС.
Схемы подключения синхронных компенсаторов, статических компенсирующих устройств и дугогасящих катушек, имеющие специфический характер, в табл. 4.1.8 не включены.
На всех схемах аппаратура высокочастотной обработки каналов связи и защиты аппаратуры, установленные в нейтрали трансформаторов, а также измерительные трансформаторы, разрядники и заземляющие разъединители не показаны.
В графе «Число присоединений» табл. 4.1.8 приняты условные обозначения: Л — линейное присоединение, Т — трансформаторное.
На напряжении 150 кВ применяются схемы ПО кВ.
На напряжении 220 кВ и выше наряду с трансформаторами могут применяться и автотрансформаторы.
На напряжении 6-10 кВ необходимость установки реакторов в цепи трансформаторов, а также применения трансформаторов с расщепленными обмотками определяется расчетом токов КЗ при конкретном проектировании: при наличии технико-экономического обоснования допускается групповое или индивидуальное реактирование присоединений вместо установки реакторов в цепи трансформаторов.
Необходимость и схема присоединения шунтирующего реактора 500-750 кВ уточняется в конкретном проекте.
Возможности расширения РУ: для схем рис. 4.1.15, а, в — за счет установки аналогичных блоков без перемычки на стороне ВН; для схемы рис. 4.1.13,а — переход к схеме рис. 4.1.18, а; для схемы рис. 4.1.18, в — за счет дополнительной цепочки с выключателями с увеличением количества линий до 8 (на первом этапе развития, когда присоединено четыре линии, выполняются три междушинные цепочки: две с двумя и одна с тремя выключателями)
В схемах рис. 4.1.15, в на 35 кВ и рис. 4.1.15, д, рис. 4.1.16, а на 35-110 кВ разъединитель последовательно с отделителем не устанавливается.
В схемах рис. 4.1.10, а и рис. 4.1.17, а точка подключения трансформатора СН (сборные шины или вывод силового трансформатора) уточняются в конкретном проекте.
В схемах рис. 4.1.18, б, в и рис. 4.1.13, г при присоединении четырех трансформаторов (рис. 4.1.18, б, в) или более 6 линий (рис. 4.1.18, в и рис. 4.1.13, г), а также по условиям сохранения устойчивости энергосистемы допускается секционирование систем шин В схемах по рис. 4.1.18, в и рис. 4.1.13, г парные линии и трансформаторы должны подключаться со стороны разных систем шин, а не в одну цепочку.
Показанные пунктиром разъединители в цепи трансформатора устанавливаются в случае использования схемы для РУ НН и СН при трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах.
Рис. 4.1.15. Блочные схемы РУ ПС
Рис. 4.1.16. РУ ПС по схеме мостика
Рис. 4.1.17. Схемы РУ ПС со сборными шинами с одним выключателем на присоединение
pr • Таблица 4.1.8. Схемы распределительных устройств подстанций высокого напряжения
Наименование схемы Область применения ин», Число присоеди-| нений Дополнительные указания
Блочные схемы Блок «линия - трансформатор» (Л - Т) с разъединителем, рис. 4.1.15, а Блок «Л — Т» с предохранителем, рис. 4.1.15, б Блок «Л - Т» с отделителем, рис. 4.1.15, в Блок «Л - Т» с выключателем, рис. 4.1.15, г Два блока с отделителями и неавтоматичес- На стороне ВН тупиковой (до 330 кВ) или ответвительной (до 220 кВ) ПС То же 1 .На стороне ВН тупиковой (до 330 кВ) или ответвительной (до 220 кВ) ПС 2 . При необходимости автоматического отключения поврежденного трансформатора от линии, питающей несколько ПС, и для ПС 35 кВ, когда невозможно использование предохранителей На стороне ВН ПС магистральных неф-те- и газопроводов, на ПС БАМ и в зоне холодного климата (-45 °C и ниже) при отсутствии отделителей исполнения ХЛ На стороне ВН тупиковой или ответвительной ПС 35-330 35 35-220 35-220 35-220 2 (Л+Т) 2 (Л+Т) 2 (Л+Т) 2 (Л+Т) 4 (2Л+2Т) 1. Должен быть обеспечен охват трансформатора защитой со стороны питания или передача телеотключающего импульса 2. При кабельном вводе — без разъединителя Должна быть обеспечена защита трансформатора предохранителем и селективность с защитой питающей линии (если от нее питается более одной ПС) и линии НН На 35 кВ при соответствующих обоснованиях допускается применение выключателя 1.При одной линии и двух трансформаторах разъединители в перемычке
Поде панции. Распределительные • у нкты
Наименование схемы Область применения UkB’ Число присоединений Дополнительные указания
кой перемычкой, рис. 4.1.15, д и линии могут не устанавливаться; возможна схема объединенного блока аналогично рис. 4.1.9, е 2. На 35 кВ может применяться с предохранителями или выключателями
Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой, рис. 4.1.15, е То же, что для блока «Л - Т» с выключателем, для тупиковых или ответвительных ПС 35-220 4 (2Л+2Т) —
Схемы мостиков
Мостик с выключателем в перемычке и отделителями на трансформаторах, рис. 4.1.16, а При необходимости секционирования линии и при мощности трансформаторов до 125 МВ-А (на 220 кВ — при отсутствии ОАПВ) 35-220 4 (2Л+2Т) 1. Схема может быть использована при одном трансформаторе 2. На 35 кВ ремонтная перемычка не предусматривается и вместо отделителей допускается установка предохранителей или при соответствующих обоснованиях — выключателей
Мостик с выключателями в цепях линий, рис. 4.1.16, б На стороне ВН ПС магистральных неф-те- и газопроводов, на ПС БАМ и в зоне холодного климата (-45 °C и ниже) при отсутствии отделителей исполнения ХЛ при двустороннем питании или транзите мощности на стороне ВН ПС, когда по условиям загрузки трансформаторов превалирует требование сохранения питания потребителей от данной ПС 110-220 4 (2Л + 2Т) Схема может быть использована при одном трансформаторе
4.2. Распределительные пункты 6-10 кВ
Наименование схемы Область применения ин™, Число присоединений Дополнительные указания
Мостик с выключателями в цепях трансформаторов, рис. 4.1.16, в То же, что по предыдущему пункту, когда по условиям работы сети превалирует требование сохранения секционирования сети на данной ПС при ремонтных схемах 110-220 4 (2Л+2Т) Схема может быть использована при одном трансформаторе
Мостик с отделителями в цепях трансформаторов и дополнительной линией, присоединенной через два выключателя, рис. 4.1.16, г Схемы, со сборными шинами, с одним выключателем на цепь При присоединении к тупиковой или ответвительной ПС дополнительной линии, а также если допустим разрыв транзита при отключении тупиковой линии или при ремонте выключателя 110 5 (ЗЛ+2Т) 1. При мощности трансформаторов до 125 МВ-А включительно 2. На 35 кВ при соответствующих обоснованиях допускается применение выключателя
Одна рабочая секционированная система шин, рис. 4.1.10, а 1. Для РУ 35 кВ на сторонах ВН, СН, НН 2. В РУ 6-10 кВ при двух питающих трансформаторах 6-35 На 35 кВ —5 и более, на 6-10 кВ — любое В КРУ с выкатными тележками разъединители заменены втычными контактами
Две одиночные секционированные системы шин, рис. 4.1.17, с В РУ 6-10 кВ при двух питающих трансформаторах, при трансформаторах с расщепленными обмотками или при расщепленных групповых реакторах 6-10 Любое 1. В КРУ с выкатными тележками разъединители заменены втычными контактами 2. При одновременном использовании расщепленных обмоток трансформаторов и расщепленных реакторов применяются 3...4 одиночные секционированные системы шин
Подстанции. Распределительные просты
Наименование схемы Область применения ин«, Число присоединений Дополнительные указания
Одна рабочая секционированная и обходная системы шин с отделителями на трансформаторах с совмещенными секционным и обходным выключателями, рис. 4.1.17,6 1. При преобладающем числе линий парных или резервируемых от других ПС 2. На стороне ВН ПС при отсутствии перспективы расширения 110 5...6 1 Не более одной радиальной линии на секцию 2. Если по условиям сети возможно деление РУ на время ремонта любого выключателя
То же с выключателем в цепи трансформатора, рис. 4.1.17, в 1. При преобладающем числе линий парных или резервируемых от других ПС 2. На стороне ВН и СН ПС 110-220 5...6 То же
Одна рабочая секционированная и обходная системы шин с выключателями в цепях трансформаторов с отдельными обходным и секционным выключателями, рис. 4.1.12, а То же 110-220 7...10 Не более одной радиальной линии на секцию
Две рабочие и обходная системы шин, рис. 4.1.12,6 На стороне ВН и СН ПС 110-220 7...15 Когда не применима схема выше
Две рабочие секционированные и обходная системы шин с двумя обходными и двумя ши-н осоединител ьны ми выключателями, рис. 4.1.12, в Преимущественно на стороне СН 110-220 Более 15 1. На 220 кВ при числе присоединений 12-15 допускается секционировать одну рабочую систему шин 2. На 220 кВ при 3...4 трансформаторах мощностью по 125 МВ • А применима и при числе присоединений менее 12
4.2. Распределительные п.нкты 6-10 кВ
Окончание табл. 4.1.8
Наименование схемы Область применения ин™> Число присоединений Дополнительные указания
Схемы многократного присоединения 3. При КРУЭ или выкатных выключателях выполняется без обходной системы шин
Четырехугольник, рис. 4.1.13, а 1. При необходимости секционирования транзитной линии, наличии ответственных потребителей на стороне СН, НН 2. На 220 кВ — вместо схемы по рис.4.1,16п при наличии САПВ или при мощности трансформаторов 125 МВ* А и более 220-750 4 (2Л+2Т) При трех присоединениях применяется схема без одного выключателя (треугольник), при двух (Л + Т) на 330-750 кВ используются два взаи-морезервирующих выключателя или телеотключение
Расширенный четырехугольник, рис. 4.1.18, а То же 220-330 6 (4Л+2Т или 2Л+4Т) В цепи трансформатора, присоединенного к линии, применяется: на 220 кВ — отделитель, на 330 кВ — разъединитель, встроенный в схему автоматики
Трансформатор — шины с присоединением линий через два выключателя, рис. 4.1.18, б 1. На стороне ВН и СН узловых ПС 2. Если не намечается расширение 330-750 5...6 [2Т+ +(3 -4)Л] 1. На 330 кВ, если неприменима схема по рис. 4.1.18, а 2. На 750 кВ — только при трех линиях
То же с полуторным присоединением линий, рис. 4.1.18, в На стороне ВН и СН узловых ПС 330-750 7...8 [2Т + +(5 - 6)Л]
Полуторная схема, рис. 4.1.13, г То же 330-750 Более 7 —
Подстанции. Распред ъительные пункть
4.1.6. Техническая структура оборудования ПС напряжением 35 кВ и выше
Основные сведения. В распределительных сетях основным оборудованием являются: трансформатор, высоковольтный выключатель, короткоза-мыкатель, отделитель, разъединитель и др.
Трансформатор — статический электромагнитный аппарат, предназначенный для преобразования (понижения или повышения) напряжения в сетях переменного тока.
Высоковольтный силовой выключатель — электрический аппарат, предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения более 1 кВ под нагрузкой (в рабочем режиме) и при коротких замыканиях. Он приводится в действие от релейной защиты или вручную. Головной высоковольтный выключатель устанавливается на питающей подстанции в начале отходящей от нее лийии.
Короткозамыкатель — электрический аппарат, предназначенный для создания искусственного короткого замыкания на питающей линии при повреждениях на подстанции с целью отключения головного выключателя в начале питающей линии.
Отделитель — электрический аппарат, предназначенный для отделения поврежденной подстанции, когда головной выключатель сработал при коротком замыкании и находится некоторое время в отключенном состоянии при бестоковой паузе автоматического повторного включения (АПВ). После повторного срабатывания головной выключатель снова включает всю линию, а поврежденная подстанция остается отключенной отделителем. Схему подстанции с отделителем и короткозамыкателем можно использовать на ответвительной подстанции.
Разъединитель — электрический аппарат, предназначенный для создания видимого разрыва в цепях при выводе оборудования в ремонт, а также для снятия напряжения с обесточенных частей электроустановок. Запрещается разъединителями отключать цепи под недопустимым по величине рабочим током и включать их под нагрузку.
Плавкий предохранитель — электрический аппарат, предназначенный для защиты цепей от токов короткого замыкания (к. з.). Он является аппаратом одноразового действия с пофазным отключением защищаемой линии и не требует внешних измерительных и управляющих цепей. Схема подстанции с предохранителями на стороне высшего напряжения приведена на рис. 4.1.19...4.1.22.
Выключатель нагрузки — электрический аппарат, предназначенный для включения и отключения допускаемых по величине нагрузочных токов цепей. Он не способен отключать токи к. з.
К электрическим аппаратам до 1 кВ относят автоматические выключатели, магнитные пускатели, контакторы, рубильники. Их функции знало-
гичны функциям аппаратов выше 1 кВ (выключатели, выключатели нагрузки, предохранители, разъединители).
В зависимости от назначения подстанции напряжение и мощность трансформаторов, а также их число могут быть различными. Так, на РТП устанавливают двух- или трехобмоточные трансформаторы 110-35/6-10 кВ, причем на крупных подстанциях при повышенных требованиях надежности электроснабжения их может быть несколько (мощность таких трансформаторов может быть от 630 до 10000 кВ’А). В ТП, подключенных к линиям 6,10 кВ, как правило, используют двухобмоточные трансформаторы 25...1000 кВ "А напряжением 6-10/0,38 кВ.
По конструктивному исполнению трансформаторные подстанции разделяют на открытые, закрытые и комплектные. На открытых подстанциях стационарного типа все электрооборудование устанавливают вне помещений (его монтируют на месте установки при сооружении подстанции), на закрытых — внутри помещений (его монтируют на месте установки), а на комплектных подстанциях — в металлических шкафах. Шкафы изготавливают полностью на заводах как для открытой, так и для закрытой установки.
Открытые подстанции в основном применяют для электроснабжения сельского хозяйства.
В настоящее время для сельских электрических сетей напряжением 35 кВ применяют в основном комплектные ПС 35 кВ, изготавливаемые Мытищинским электромеханическим заводом.
В подстанциях усовершенствованной конструкции вместо снимаемого с производства выключателя ВПМ-10 применен выключатель ВК-10, изменена компоновка оборудования, внедрены более современные схемы релейной защиты и автоматики. Эти подстанции выполнены из унифицированных конструкций с использованием новой сетки схем главных соединений. В дальнейшем для них намечается разработать КРУН 10 кВ с вакуумным выключателем типа ВВМ с магнитным приводом, изготавливаемым ПО «Полярон* (Львов).
При строительстве сельских ПС 35-1150 кВ наиболее перспективно применение КТПБ из блоков заводского изготовления, выпускаемых ПО «Краснодарэлектростройконструкция». Распределительное устройство напряжением 10 кВ таких ПС состоит из шкафов К-201 В с вакуумным выключателем ВВВ-10 производства ПО «Полярон». Для установки аппаратуры ВЧ связи и телемеханики, а также для организации рабочего места оперативных и ремонтных бригад и хранения средств техники безопасности на подстанциях устанавливаются ячейки телемеханики и связи ЯТС-80, блоки управления и обслуживания (БУО) производства Свердловского электромеханического завода.
Применение на ПС 35-110 кВ ячеек ЯТС-80 и БУО, изготовленных из панелей «сэндвич», позволило отказаться от сооружения непосредственно
на строительной площадке зданий РУ из сборного железобетона и кирпича, повысить производительность труда строителей и значительно сократить их трудозатраты.
В настоящее время ПО «Краснодарэлектростройконструкция» начат выпуск новой конструкции блочного ОРУ 35-1150 кВ, имеющего ряд значительных преимуществ перед применяемым ранее ОРУ 35-1150 кВ самарского завода «Электрощит». Новая конструкция ОРУ 35-1150 кВ имеет большую степень сборности, способствует значительному повышению надежности подстанции (например, при ремонте секционного выключателя не требуется отключения всей подстанции).
Для КТП 35-220/10 кВ, изготавливаемой на ЭМЗ города Мытищи, разработано КРУН 10 кВ с вакуумным выключателем ВВМ-10. Для этих же подстанций скорректированы принципиальные схемы релейных шкафов РШ с учетом замены реле, выпуск которых не освоен заводами-поставщиками. Откорректированы принципиальные и монтажные схемы электромагнитной блокировки КТП 35-220/10 кВ. Разработан проект повторного применения КТП 35-220/10 кВ и усовершенствована техническая документация этой подстанции с модернизированным вакуумным выключателем ВВМ-10.
В качестве примера приведем сведения о КТП 35-220/6-10 кВ, выпускаемых самарским электромеханическим заводом «Электрощит».
Конструкции комплектных трансформаторных блочных подстанций (КТПБ) основаны на принципиально новых структурных конструкторских решениях. Использование современных технологических процессов при их изготовлении позволило практически осуществить единый промышленно-строительный процесс возведения подстанций из элементов заводского изготовления, поставляемых на стройки укрупненными блоками.
КТПБ предназначены для приема, преобразования, распределения и транзита электрической энергии трехфазного переменного тока промышленной частоты 50 Гц напряжением 10 (6), 20, 35, 110 и 220 кВ.
КТПБ можно эксплуатировать в макроклиматических районах с умеренным и холодным климатом, в сухих и влажных тропиках (рис. 4.1.19... 4.1.21, табл. 4.1.9).
Комплектные трансформаторные подстанции блочные (модернизированные) КТПБ(М) на напряжение 35-220 кВ предназначены для приема, преобразования, распределения и транзита электрической энергии трехфазного тока промышленной частоты 50 и 60 Гц.
КТПБ(М) рассчитаны для наружной установки на высоте не более 1000 м над уровнем моря и работы в условиях умеренного и тропического климата Ветровые нагрузки до 40 м/с, гололедные нагрузки — 20 мм. КТПБ(М) поставляется с нормальной изоляцией и усиленной изоляцией. Работоспособность КТПБ(М) проверена при землетрясениях интенсивностью до 9 баллов.
I., О К fflt.
Рис 4.1 19. Комплектные трансформаторные подстации блочные (модернизированные) КТПБ(М) 35-220 кВ
Технические характеристики КТПБ*
Величина параметра на стороне РУ
35 кВ 10(6) кВ
Максимальная мощность одного силового трансформатора, кВ-А 16000
Минимальная мощность силового трансформатора, кВ-А 6300
Номинальное напряжение, кВ 35 10(6)
Номинальный ток главных цепей, А 630 630...2500
Номинальный ток сборных шин, А 630 1000 2500
Ударный ток короткого замыкания, кА Ток термической стойкости 26 52,81
(трехсекундныи), кА Номинальное напряжение вспомогательных цепей, В 10 21; 31,5
переменного тока 380 220 380/220
постоянного тока 220: 110 220 НО
* Конструкция КТПБ допускает возможность замены силового трансформатора на следующую ступень мощности практически до 16000 кВ-А
Рис. 4.1.20. Электрическая и структурная схемы размещения электрооборудования на КТПБ (М)
Рис. 4.1.21. КТПБ(М)/П 35-110/10(6) кВ мощностью 1000...16000 кВ-A — передвижная
Таблица 4.1.9. Комплектные трансформаторные подстанции блочные модернизированные
Наименование изделия, тип, серия Краткая техническая характеристика Назначение и область применения
Подстанция комплектная трансформаторная блочная модернизированная типа КТПБ(М) 35/10(6) кВ ОКП 34 1234 3900 ОКП 34 1234 0600 ОКП 34 1234 0700 (рис. 4.1.19, 4.1.20) Предназначена для приема, преобразования и распределения электрической энергии переменного тока промышленной частоты 50 Гц при номинальных напряжениях 35, 10(6) кВ. Климатическое исполнение КТПБ(М) — У1, ХЛ1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89. Степень загрязнения изоляции — II, III по ГОСТ 9920-89. Климатический район по ветру и гололеду — I—IV согласно «Правилам устройства электроустановок (ПУЭ-86)». В районах со скоростью ветра до 40 м/с (VI район по ветру по ПУЭ-02) применяются КТПБ(М) исполнения ХЛ1 со степенью загрязнения изоляции II по ГОСТ 9920-89 ТУ 34-13-10922-85 Схемы главных электрических соединений 5Б, 9, ЗН, 4Н, 5АН согласно типовым решениям института «Энергосетьпро-ект» № 407-03-456.87 Номинальное напряжение: высшее — 35 кВ, низшее — 10 или 6 кВ. Мощность трансформатора 1000...16000 кВ-А. Тип ячеек КРУ 10(6) кВ — К-59У1-(ХЛ1), К-59УЗ, К-61. Устойчивость к землетрясению по шкале MSK-64 — до 8 баллов.
Подстанция комплектная трансформаторная блочная модернизированная передвижная типа КТПБ(М) П 35/ 10(6) кВ (рис. 4.1.21) Предназначена для приема, преобразования и распределения электрической энергии переменного тока промышленной частоты 50 Гц при номинальных напряжениях 35, 10(6) кВ и применяется в нефте- и газодобывающих отраслях, при строительстве и эксплуатации предприятий стройиндустрии, карьеров и в любых других областях, где необходимы быстрая установка, перемещение или демонтаж высоковольтных источников электроснабжения. Климатические исполнения КТПБ(М) П-VI. ХЛ1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89. Степень загрязнения изоляции — II, III по ГОСТ 9920-89. Климатический район по ветру и гололеду — I—IV согласно «Правилам устройства электроустановок (ПУЭ-02)». В районах со скоростью ветра до 40 м/с (VI район по ветру) ТУ 34-13-10922-85 Схемы главных электрических соединений 5А, 5Б, 9, ЗН, 4Н, 5АН согласно типовым решениям института «Энергосеть-проект» № 407-03-456.87, а также по индивидуальным схемам, включая развитые схемы с двумя сборными шинами, по компоновкам, согласованным с заводом. Номинальное напряжение. высшее — 35 кВ, низшее — 10 или 6 кВ. Мощность трансформатора 1000...16000 кВ-А. Тип ячеек КРУ 10(6) кВ — К-59У1-(ХЛ1), К-59УЗ, К-61. Устойчивость к землетрясению по шкале MSK-64 — до 8 баллов.
ПО
Конструкция КТПБ(М) допускает замену силового трансформатора на следующую степень мощности и состоит из модулей ОРУ-220, 110, 35 кВ, модулей выключателей, модулей трансформаторов и КРУ серий К-59 и К-61. Стационарные модули могут собираться в комплектные подстанции следующих типов: 35/10(6) кВ; 110/10(6) кВ; 110/35/10(6) кВ: 220/10(6) кВ; 220/35/10(6) кВ; 220/110/10(6) кВ; 220/110/35 кВ.
За счет комбинаций типов модулей возможно изготовление подстанций, удовлетворяющих все нужды потребителей.
По индивидуальным заказам могут быть изготовлены любые модификации КТПБ(М).
Модули ОРУ-220, ПО, 35 кВ выполняют из унифицированных транспортабельных блоков, состоящих из металлического каркаса со смонтированными в нем высоковольтным оборудованием с элементами вспомогательных цепей. В модулях выключателя и ОРУ-35 кВ предусматривается применение всех видов выключателей: масляных, воздушных, элегазовых.
В модуль трансформатора входят силовой трансформатор, шкаф трансформатора собственных нужд, комплектное распределительное устройство наружной (внутренней) установки, а также связующие их элементы. Кроме этого в состав КТПБ(М) входит общеподстанционный пункт управления с размещенными в нем панелями аппаратуры защиты, управления и сигнализации, высокочастотной связи и телемеханики.
По желанию заказчика завод может поставить незаглубленную ограду для подстанции
Комплектное распределительное устройство серии К-59. АО «Самарский завод «Электрощит» более 30 лет разрабатывает и изготавливает комплектные распределительные устройства КРУ 6-10 кВ В изготавливаемых в настоящее время КРУ К-59, полностью соответствующих требованиям ГОСТ 14693-90 и международного стандарта МЭК 298, реализованы все последние достижения в конструировании распредустройств среднего напряжения с воздушной изоляцией
КРУ серии К-59 (рис. 4.1.22) предназначены для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50 и 60 Гц напряжением 6-10 кВ и комплектования распределительных устройств 6-10 кВ подстанций различного назначения, в том числе подстанций: сетевых, для объектов промышленности, нефтепромыслов, для питания сельскохозяйственных потребителей и т. д.
КРУ серии К-59 имеет:
• росоустойчивую фарфоровую изоляцию:
• высоковольтные коммутационные аппараты, расположенные на вы-катных частях;
• высокочувствительную дуговую защиту с использованием в качестве датчиков дугового короткого замыкания фототиристоров, что обеспечивает ее срабатывание при токе 0,5 кА и более;
• автоматическое управление электроподогревом внутри КРУ при низких температурах и высокой влажности;
• высокую степень заводской готовности. Поставляются до 6 ячеек в одном транспортном блоке с полностью выполненным монтажом главных и вспомогательных соединений
По желанию заказчика схемы вспомогательных соединений могут быть выполнены с применением электромагнитной, цифровой либо аналоговой техники.
КРУ серии К-59 рассчитаны на применение всех типов высоковольтных выключателей данного напряжения масляного, вакуумного и элегазового. Вы-катные части с высоковольтным выключателем унифицированы Работоспособность КРУ проверена при землетрясении до 9 баллов. Срок службы — 30 лет.
В зависимости от предполагаемых условий эксплуатации КРУ серии К-59 имеет различные климатические исполнения как наружной так и внутренней установки (рис. 4.1.23):
• К-59 У1 (УЗ) — для умеренного климата;
• К-59 ХЛ1 — для холодного климата:
• К-59 Т1 (ТЗ) — для тропического климата:
• К-59 БР ХЛ1 (Т1) — для буровых установок;
• вариант исполнения для нефтенасосных станций:
• вариант исполнения для карьеров и нефтяных месторождении (передвижная), УХЛ 1.
Для каждого климатического исполнения КРУ наружной установки имеются варианты с нормальной и усиленной внешней изоляцией (категории А и Б по ГОСТ 9920-89). Работоспособны при скорости ветра до 40 м/с. Закрытый коридор управления позволяет обслуживать оборудование в любых погодных условиях Обладают высокой степенью заводской готовности и практически готовы к подключению на месте сооружения электрической подстанции.
Наличие различных исполнений шкафов КРУ по главным электрическим цепям дает возможность изготавливать распредустройства как с кабельными, так и с воздушными выводами.
При необходимости конструкция КРУ позволяет выполнить воздушный ввод на номинальный ток 2600 А.
Применение КРУ наружной установки позволяет резко сократить сроки и стоимость сооружения подстанций 6-10 кВ за счет отказа от строительства здания, необходимого для размещения КРУ внутренней установки.
a
б
Примечание
На порталах 10 кВ выводов из КРУ на ЛЭП рекомендуется (по опыту «Мосэнерго») для надежности электроснабжения и улучшения условий для работы силовых выключателей 10 кВ на одну фазу применять не менее двух подвесных изоляторов или по одному штыревому изолятору ШФ-20В
Рис. 4.1.22. Комплектно-распределительное устройство серии К-59 (наружной и внутренней установки):
a — вид со стороны РУ 35 кВ; б — вид со стороны РУ 6-10 кВ
К-59ХЛ1 для холодного климата
Рис. 4.1.23. Модификации КРУ серии К-59
КРУ безопасны в работе:
• имеется надежная блокировка от неправильных действий обслуживающего персонала;
• смотровые окна обеспечивают наблюдение за оборудованием под напряжением;
• при помещении выкатной части в ремонтное положение автоматически работающие шторки защищают обслуживающий персонал от случайного прикосновения к токоведущим частям под напряжением;
• предусмотрено заземление любого участка главных цепей КРУ с помощью стационарно установленных заземляющих разъединителей.
Краткая характеристика КРУ серии К-59 приведена в табл. 4.1.10.
Комплектное устройство К-59 состоит из отдельных шкафов (рис. 4.1.24) и общего брызгозащищенного коридора управления, наличие которого приближает условия эксплуатации К-59 к условиям в закрытых КРУ. Конструкция шкафов не предназначена для их одиночной установки. В шкафах КРУН предусмотрена воздушная изоляция, при этом расстояния между токоведущими частями разных фаз составляют 130 мм, а между токоведущей частью и заземленными частями — 120 мм. Каждый шкаф снабжен необходимой блокировкой.
При параллельном соединении шкафов на ток 1600 А (1250 А для Т1), возможно обеспечение воздушного ввода на ток 2600 А для исполнения У1 и ХЛ1 и 2000 А для исполнения Т1 и воздушно (кабельного) ввода (или линии) на ток 2600 А для исполнения УЗ, ввод тока 3150 А для исполнения УЗ возможен шкафами ввода К-61.
Тип встроенного выключателя: ВК-10: ВКЭ-10 и ВВЭ-10. ВВП-10. BB/tel, FQ-1 «Мерлен Жерен».
Поставка КРУ осуществляется:
• блоками до шести шкафов в блоке со смонтированными соединениями главных и вспомогательных цепей и демонтированными отдельными составными частями на период транспортирования, обусловленными транспортными габаритами блока,
• отдельными шкафами (переходные шкафы, отдельностоящие шкафы наружной установки ТСН, TH, ВЧ связи).
КРУ К-59 могут стыковаться с КРУ серий К-47, К-49 без переходных шкафов.
Устройства комплектные распределительные 6-10 кВ на токи 630... 1600 А серии К-59 выполнены по ТУ 34-13-11378-89.
Для всех типов КРУ К-59 вид изоляции — воздушная. Оперативное напряжение — 110 В, 220 В (выпрямленное); 220 В (переменное).
Таблица 4.1.10. Краткая характеристика КРУ серии К-59
Показатель Исполнение КРУ
К-59 ХЛ1 К-59 У1 К-59 УЗ К-59 Т1 К-59 ТЗ К-59БРХЛ1 К-59БРТ1
Номинальное напряжение (линейное), кВ при частоте 50 Гц при частоте 60 Гц 6; 10 6,6; 11 6 6,6
Наибольшее рабочее напряжение (линейное), кВ 7,2, 12 7,2
Номинальный ток главных цепей шкафов, А при частоте 50 Гц при частоте 60 Гц 630; 1000; 1600; 26OO1 630; 1000; 1250; 23OO1 630; 1000; 1250; 2000' 630; 1000; 18001 80; 400; 630 80; 400; 630
Номинальный ток сборных шин, А при частоте 50 Гц при частоте 60 Гц 10002; 1600; 2000; 3150 800; 1250; 1600; 2500 1000; 1250; 2000 800; 1000; 1600 800 800
Номинальный ток отключения выключателя, встроенного в КРУ, кА при частоте 50 Гц при частоте 60 Гц 8,0; 12,5; 16; 20; 31,5 16; 25 20 16
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей шкафа. кА 51; 81 26
Ток термической стойкости в течение 3 с, кА 20; 31,5 10
Габариты высота, мм глубина, мм 2780 3200 2725 3100 2385 1300 2780 3735 2385 1300 2780 (328O)3 3200 2780 (328O)3 3735
длина, мм Определяется количеством шкафов в составе КРУ, ширина шкафа 750 мм
Масса транспортного блока из 6 шкафов, кг, не более 6500 5600 4800 7000 5800 6500 (7000)2 6500 (7000)2
1 Обеспечивается параллельным включением двух шкафов с номинальным током 1600 А для исполнения ХЛ1(У1,УЗ) и 1250 А для исполнения Т1(ТЗ).
2 КРУ К-59У1(ХЛ1) со сборными шинами на ток 1000 А выполняются на ток динамической стойкости 51 кА.
3 В скобках приведены габариты и масса КРУ для буровых установок с учетом рамы-салазок
Рис. 4.1.24. Шкафы КРУ:
а — шкаф КРУ 6-10 кВ серии К-59:
1 — изолятор проходной; 2 — релейный шкаф; 3 — блок релейных шкафов;
4 — высоковольтный выключатель; 5 — отсек сборных шин; 6 — заземляющий разъединитель;
7 — трансформатор тока
б — шкаф КРУН серии К-47 с выключателем:
7 — рама основания; 2 — сборные шины; 3, 77. 22 — отсеки (сборных шин, линейного и выдвижного элемента); 4, 9 — отпайки; 5, 6, 76 — изоляторы с неподвижным шинным контактом, опорный и проходной; 7 — неподвижный линейный контакт в проходном изоляторе;
8 — вентилятор; 70 — люк; 72 — трансформатор тока; 73 — заземляющий разъединитель;
74 — неподвижный контакт заземляющего разъединителя; 75, 77 — разгрузочные клапаны линейного отсека и отсека выдвижного элемента; 78 — релейный шкаф; 19 — конечный выключатель: 20 — штепсельный разъем; 27 — привод заземляющего разъединителя;
23 — шторка; 24 — выключатель на выдвижном элементе
Для обеспечения нормальной работы комплектных устройств серии К-59 при отрицательных температурах окружающего воздуха, а также в условиях выпадения росы предусмотрены автоматические устройства подогрева, а для обдува выключателей ВМПП-10 и ВМПЭ-10 на номинальные токи 1600 А, используемых в этих КРУ, — вентилятор.
Шкафы КРУН отходящих линий оборудованы разгрузочными клапанами, которые имеют вспомогательные контакты При возникновении коротких замыканий с электрической дугой срабатывает разгрузочный клапан.
Более совершенны по конструкции комплектные распределительные устройства серии К-61, которые изготовляют вместо К-59. Их особенностью является применение маломасляных колонковых выключателей ВК-10 и ВКЭ-10. Эти шкафы представляют собой полностью собранный блок с выполненным монтажом электрических схем главных и вспомогательных цепей, смонтированного коридора управления.
КРУ серии К-61 предназначены для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50 Гц напряжением 6~10 кВ и комплектования распределительных устройств 6-10 кВ подстанций различного назначения, в том числе для подключения высоковольтных электродвигателей и распределительных устройств собственных нужд электростанций.
Технические характеристики КРУ серии К-61
Номинальное напряжение, кВ 6 и 10
Номинальный ток главных цепей, А 630, 1250, 3150
Номинальный ток отключения выключателя, встроенного в КРУ при номинальном напряжении, кВ
6 40,0
10 31,5
Номинальный ток сборных шин, А 1600, 2000, 3150
Номинальный ток электродинамической
стойкости главных цепей шкафа, кА 81,128
Вид изоляции Воздушная
Габаритные размеры шкафов, мм:
высота 2400
глубина 1400, 1590
ширина 750, 1125
Возможно использование шкафа К-61 с вакуумным выключателем ВБЧЭ-10-31,5 на номинальный ток 3150 А в качестве шкафов ввода в КРУ из шкафов К-59 УЗ.
КРУ серии К-61 имеет климатическое исполнение УЗ по ГОСТ 15150-69.
Тип встроенного выключателя — элегазовый выключатель FQ-2 (фирма «Мерлен Жерен», Франция).
Поставка КРУ серии К-61 осуществляется блоками до шести шкафов в блоке со смонтированными соединениями главных и вспомогательных цепей.
Устройства оперативных блокировок. Оперативные блокировки РУ должны предотвращать:
• включение включателей, отделителей и разъединителей на заземляющие ножи и короткозамыкатели;
• отключение и включение отделителями и разъединителями тока нагрузки, если это не предусмотрено конструкцией аппарата;
• включение заземляющих ножей (ЗН) на участке схемы, не отделенном разъединителями или отделителями от участков, находяшихся под напряжением;
• подачу напряжения на участки схемы, заземленные включенными ЗН, и отделенные от включенных ЗН только выключателями;
• включение ЗН шкафов присоединений КРУ, если выдвижной элемент с выключателем не выведен в испытательное или ремонтное положение, установку выдвижного элемента в рабочее положение при включенных ЗН, включение ЗН сборных шин, если выдвижные элементы с выключателями вводов рабочего и резервного питания не выведены в испытательное или ремонтное положение, установку выдвижных элементов в рабочее положение при включенных ЗН.
У разъединителей с полюсным управлением в зону действия блокировки должны быть включены все три полюса, чтобы оперирование разъединителем или ЗН любого полюса становилось возможным только при выполнении условий блокирования на всех трех полюсах.
Заземляющие ножи со стороны линии линейных разъединителей при отсутствии обходной системы шин и со стороны высшего напряжения трансформатора с низшим напряжением до 1 кВ достаточно блокировать только со своим разъединителем.
В цепи генераторов и синхронных компенсаторов блокировка должна запрещать включение ЗН при возбужденной машине и возбуждение машины при включенных ЗН
По конструктивному исполнению блокировки делятся на механические непосредственного действия, электромагнитные и электромеханические (механические замковые). Данные электромагнитов электромагнитной и электромеханической блокировок приведены в табл. 4.1.11.
Таблица 4.1.11 Электромагнитная и электромеханическая системы блокировок
Вид Напряжение промышленной частоты Напряжение постоянного тока
блокировки Тип число витков сечение провода ПЭЛ, мм2 V число витков сечение провода ПЭЛ, мм2 сопротивление катушки, Ом
Электромагнитная Ключ ЭМК 127 220 3750 7500 0„2 0,14 12 24 48 110 220 1000 2000 4000 9000 18000 0,41 0,29 0,21 0,14 0,1 10,2 41 165 900 3700
Электромеханическая Замок ЗЭ 127 220 2500 5000 0,23 0,16 12 24 48 110 220 700 1400 3000 6700 14000 0,44 0,31 0,23 0,15 0,11 7,0 28 ПО 600 2400
Таблица 4.1.12. Классификация и типовые обозначения замков механической блокировки
Место установки блокировки Открытое исполнение Защищенное исполнение
одноключевой замок двуключевой замок одноключевой замок двуключевой замок
неповоротный поворотный неповоротный неповоротный
На приводах разъединителей в схемах с одной системой шин 31 — — 31-0 —
На приводах разъединителей или заземляющих ножей в цепях отдельных обмоток силовых трансформаторов 31 __ 31-0
На приводах выключателей при отсутствии дистанционного управления выключателями 31 __ — 31-0
Для блокировки одного из ключей в замке — 32-П 32 — 32-0
Механическая блокировка в заводском исполнении применяется в КРУ для предотвращения перемещения выдвижного элемента при включенном выключателе, вкатывания выдвижного элемента в рабочее положение при включенном ЗН, автоматического закрытия защитных шторок при вкатывании выдвижного элемента и др., а также для блокирования разъединителей с ЗН.
Во избежание ошибочных операций с разъединителями между приводами трехполюсных разъединителей и выключателя в каждой ячейке имеется блокировка, допускающая отключение разъединителей только при отключенном выключателе. Блокировку выполняют с помощью специальных замков, устанавливаемых на приводах выключателей и разъединителей, или системы рычагов, не позволяющих отключать приводы разъединителей при включенном выключателе (табл. 4.1.12).
Электромагнитная блокировка применяется в РУ со сложными схемами электрических соединений. Аппаратуру блокировки выпускают двух исполнений: замок ЗБ-1 и ключ КЗЗ-1 — для внутренней установки и блокировки в цепях управления до 250 В постоянного тока; замок ЭМБЗ, ключ ЭМК и розетка У-94Б — для наружной установки.
Замок ЭМБЗ электромагнитной блокировки имеет наружный диаметр запорного стержня 12±0,5 мм, ход стержня 14±1 мм, габариты 65x48x96 мм, массу 0,4 кг.
ЭМК рассчитан на кратковременное включение, поэтому во избежание недопустимого перегрева электромагнита он не должен находиться под напряжением более 10 мин, причем температура катушки не должна превышать температуру окружающей среды более чем на 60 °C. Габариты ключа ЭМК 94x90x45 мм, масса 0,8 кг.
Диаметр запорного стержня ЗЭ 12±0,5 мм, ход стержня 14±1 мм. Конфигурация прорезей в крышках замков и выступов ключей электромеханической блокировки выполнена по документации завода-изготовителя.
Блокировки сохраняют работоспособное состояние после 2500 циклов запирания и отпирания.
Проверка сопротивления изоляции между токоведущими деталями и корпусом производится мегаомметром на 1 кВ, оно должно быть не менее 20 МОм. Испытание изоляции проводится напряжением 2 кВ переменного тока, частотой 50 Гц в течение 1 мин.
Аппаратуру электромагнитной блокировки: замок ЗБ-1 и ключ КЗЗ-1 изготавливает Курский завод низковольтной аппаратуры, остальные исполнения — Рижский опытный завод «Союзэнергоавтоматики».
Для безотказной работы аппаратуры блокировки рекомендуется периодически (1 раз в 3 мес.) смазывать сердечник и стержень консистентной смазкой марки ГОИ-54П или ЦИАТИМ-203 и др.
Требования к блокировке, выбор схемы, сроки и нормы испытаний и техническое обслуживание приведены в «Инструкции по эксплуатации оперативных блокировок безопасности в распределительных устройствах высокого напряжения» (М.; Союзтехэнерго, 1979).
Для питания цепей блокировки используют: блок стабилизированного напряжения БПНС-2У (ТЗ), блоки питания и заряда БПЗ-401 и БПЗ-402, блоки питания БИТ-1001, БПН-1001.
Электромеханическая блокировка применяется при простых схемах электрических соединений, преимущественно в КРУ 6-10 кВ. Аппаратуру для электромеханической блокировки в зависимости от назначения изготавливают следующих исполнений:
• блок-замок механический одноключевой: тип 31 — для внутренней установки, тип 31-0 — для наружной установки с защитным колпачком;
• блок-замок механический двухключевой: тип 32 — для внутренней установки; тип 32-0 — для наружной установки с защитным колпачком; тип 32-П — поворотный для внутренней установки; тип ЗР — замок ремонтный с вспомогательным контактом;
• блок-замок электромеханический одноключевой типа ЗЭ для установки на щите управления;
• рейка обменная типа Р для установки на щите управления: РЭ — электромеханическая, РМН — механическая нормальная, РМ — механическая упрощенная;
• вспомогательный контакт типа БК;
• ключ типа К к блок-замкам.
Данные электромагнитов ключа ЭМК электромагнитной и замка ЗЭ электромеханической блокировок приведены см. в табл 4.1.11.
Рекомендуемые места установок механической блокировки указаны в табл. 4.1.12.
Электромеханическую блокировку устанавливают на щите управления для связи со схемой дистанционного управления выключателями. Конструктивно ее выполняют с применением неповоротных одноключевых замков открытого исполнения типа ЗЭ.
На подстанциях, выпускаемых Самарским заводом «Электрощит», применяют следующие электромагнитные блокировки.
Модернизированная электромагнитная блокировка ЗБ-1М с ключом КЭЗ-1М и магнитным ключом КМ-1М предназначена для применения к высоковольтным разъединителям и заземлителям взамен применяемой ЗБ-1 и ключа КЭЗ-1, для предотвращения неправильных действий обслуживающего персонала при оперировании высоковольтными аппаратами, (рис. 4.1.25 и 4.1.26)
Модернизированная блокировка ЗБ-1М в отличие от ЗБ-1 имеет ряд преимуществ:
1. Корпус из силуминового сплава, не подверженного воздействию факторов окружающей среды, ударов и толчков.
2. Корпуса ключей выполнены из ударопрочной пластмассы.
3. Разработана конструкция для установки на открытом воздухе.
4. Увеличено удерживающее усилие ключей на 20%
5. Предусмотрена фиксация штока электромагнитного ключа в разблокированном положении.
6. Наличие магнитного ключа для аварийного разблокирования.
Блокировка состоит из замка ЗБ-1М, электромагнитного ключа КЗЭ-1М и магнитного ключа КМ-1М для аварийного разблокирования.
Изготавливается для климатических условий У, ХЛ и Т, категории размещения 2 или 1.
Основные технические характеристики:
Номинальное напряжение постоянного тока питания блокировки, В:
замок ЗБ-1М 220
ключ КЭЗ-1М 24, 48, 110 и 220
Усилие необходимое для вытягивания запирающего стержня замка в крайнее «открытое» положение должно быть не более, Н 30
Удерживающее усилие электромагнитного
ключа КЭЗ-1М должно быть не менее, Н 60
Рабочий ход стержня, мм: замок ЗБ-1М 14+z
ключи КЭЗ-1М и КМ-1М 13'1
Изоляция замков ЗБ-1М и ключей КЭЗ-1М должна выдерживать без пробоя и перекрытия
испытательное напряжение переменноготока, В 2000
частоты в течении 1 мин. Гц 50
Масса, кг
замка 0,175
ключей 0,420 и 0,2
соответственно
Потребляемая мощность электромагнита ключа, не более, Вт 25
Режим работы электромагнитного ключа кратковременный, не более, мин 10
144
Рис. 4.1.25. Габаритные и установочные размеры ключа КЭЗ-1М
Рис. 4.1.26. Габаритные и присоединительные размеры замка ЗБ-1М
4.1.7. Электротехнические требования к РУ ПС напряжением 35 кВ и выше
Распределительные устройства би 10 кВ с нереактированными отходящими линиями и РУ СН 0.4; 3; 6; 10 кВ выполняются с помощью КРУ.
Для РУ 6 и 10 кВ с реактированными отходящими линиями, а также для РУ 35-220 кВ рекомендуется применение РУ из отдельных узлов заводского изготовления. Распредустройства 35-750 кВ выполняются открытыми, за исключением случаев, оговоренных ниже.
В ЗРУ 6-330 кВ установка баковых МВ не допускается
Закрытую установку трансформаторов 35-220 кВ применяют когда: усиление изоляции не дает должного эффекта; в атмосфере содержатся
вещества, вызывающие коррозию, а применение средств защиты нерационально, необходимо снижение уровня шума у границ жилой застройки
Основные показатели типовых ОРУ 35 кВ:
иноя ОРУ, кВ 35
Шаг ячейки, м 6
Длина ячейки, м 30
Высота ячейкового портала, м 7,85
Высота шинного портала, м 6,1
Максимальное сечение провода, мм2 ЗАС-500/27
Максимальный допустимый угол подхода ВЛ к порталу, град 20
В ЗРУ до 35 кВ должны устанавливаться шкафы КРУ заводского изготовления. Шкафы КРУ, где предусмотрено одностороннее обслуживание, устанавливаются прислонно, без прохода с задней стороны шкафов. Габариты коридора обслуживания должны обеспечивать доставку тележек КРУ; для их ремонта в ЗРУ должно предусматриваться специальное место (табл. 4.1.13).
Здания ЗРУ до 35 кВ выполняют без окон, не отапливают.
При необходимости ограничения токов КЗ предусматривают следующие мероприятия:
а) применение трехобмоточных трансформаторов с максимальным LK между обмотками ВН и НН и двухобмоточных трансформаторов с увеличенным реактивным сопротивлением;*
б) применение трансформаторов с расщепленными обмотками 6-10 кВ;
в) применение токоограничивающих реакторов (одинарных и сдвоенных) в цепях вводов от трансформаторов.
При присоединении ВЛ к РУ 6-10 кВ степень ограничения токов КЗ определяется параметрами выключателей 6-10 кВ, а при присоединении развитой КЛ (с учетом термической стойкости кабелей) — по данным проекта кабельной сети.
Аппаратуру и ошиновку в цепи трансформаторов (автотрансформаторов) выбирают по /ном и /к> как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности.
Для трехобмоточных трансформаторов в цепях СН и НН (35; 10; 6 кВ) выбор аппаратуры и ошиновки производить не по /ном, а по / перспективной
* Реактивное сопротивление трансформаторов 35 кВ и выше повышается за счет применения специальных конструкций и магнитных сердечников, имеющих повышенное рассеяние магнитного потока и обеспечивающих этим снижение токов КЗ трансформаторов в целом.
Таблица 4.1.13. Ширина коридоров обслуживания в помещениях ЗРУ напряжением выше 1000 В*
Нормируется величина Наименьшее допустимое значение, м
Ширина коридора обслуживания в свету между ограждениями при расположении оборудования: одностороннем 1
двустороннем 1,2
Ширина коридора управления, где находятся приводы выключателей или разъединителей, в свету между ограждениями при расположении оборудования: одностороннем 1,5
двустороннем 2
Ширина взрывного коридора 1,2
Ширина коридора управления в помещениях КРУ и КТП при исполнении: однорядном Длина тележки КРУ плюс не менее 0,6
двухрядном Длина тележки КРУ плюс не менее 0,8
Ширина прохода с задней стороны КРУ и КТП (для их осмотра) 0,8
Ширина свободного прохода около КРУ и КТП, установленных в производственных помещениях 1
* Эти сведения, естественно, полностью относятся к РУ 6-35 кВ ПС 35 кВ
нагрузки с учетом аварийных режимов (в том числе отключения второго трансформатора).
Подстанции 35-110 кВ должны проектироваться преимущественно комплектными заводского изготовления блочной конструкции; РУ 35-750 кВ подстанций выполняются открытого типа; РУ 6-10 кВ — КРУН, а в отдельных случаях — ЗРУ.
Подстанции, сооружаемые в районах Крайнего Севера и вечной мерзлоты, должны удовлетворять специальным требованиям, обусловленным низкой t, гололедами, большими снежными заносами и метелями, мерзлотногрунтовыми явлениями Трансформаторы должны выбираться таким образом, чтобы они несли не менее 50% постоянной нагрузки во избежание недопустимого повышения вязкости масла и нарушения его циркуляции при низких t окружающего воздуха. Следует, как правило, применять ЗРУ с открытой установкой трансформаторов; ЗРУ должны выполняться отапливаемыми с продуваемыми кабельными подвалами (СН 174-75).
Подстанции 35—110 кВ с двухобмоточными трансформаторами и предохранителями на стороне ВН могут применяться при условии обеспечения селективности работы предохранителей и РЗ линий ВН и НН и надежной защиты трансформаторов. Подстанции с отделителями на стороне ВН могут применяться как с короткозамыкателями, так и с различными системами передачи отключающего импульса.
На подстанциях промышленных предприятий в основном применяются двухобмоточные трансформаторы и трансформаторы с расщепленными обмотками (ударные нагрузки, снижение токов КЗ и наличие вторичных цепей 6 и 10 кВ).
Применение однотрансформаторных подстанций возможно в следующих случаях: при 100%-ном резервировании электрических приемников I и II категорий по сетям СН и НН; при этом для электрических приемников I категории должно быть обеспечено АВР питания; для питания электрических приемников III категории, когда по состоянию подъездных дорог, по мощности и массе трансформаторов замена поврежденного трансформатора возможна в течение не более суток и при наличии централизованного резерва.
На ПС 35 кВ применяют:
• схемы с короткозамыкателями и отделителями для ТП, присоединяемых к ответвлениям от проходящих магистральных линий 35-220 кВ, за исключением случаев питания ТП отпайкой от транзитной линии, на которой предусмотрена синхронизация напряжений;
• схемы только с короткозамыкателями для трансформаторов любых мощностей, для питания каждого трансформатора отдельной радиальной ВЛ или КЛ по схеме блока «линия — трансформатор» допускается подключение двух линий под общий выключатель на головном участке питающей линии;
• схемы с разъединителями и предохранителями для трансформаторов до 4000 кВ*А в пределах их параметров по /ном. UmK и разрывной Р при условии обеспечения селективности действия защит;
• схемы только с разъединителями или с глухим присоединением на первичной стороне трансформаторов: мощностью до 4000 кВ’А (если не требуется газовая защита) при питании по тупиковой линии по схеме блока «линия — трансформатор» любой мощности — при радиальном питании, когда целесообразна передача отключающего импульса от защит трансформатора на выключатель питающей линии, если РЗ на питающем конце не чувствительна к повреждениям в трансформаторе.
Сведения, изложенные в этом разделе, о требованиях к распределительным устройствам, естественно, относятся и к последующим главам о распределительных пунктах 6—10 кВ и о трансформаторных подстанциях 6—10/0,4 кВ.
В табл. 4.1.14 и 4.1.15, соответственно приведены допустимые расстояния от неизолированных токоведующих частей разных фаз до заземленных конструкций ОРУ и ЗРУ (рис. 4.1.27...4.1.40)
Отдельные сведения о грозозащите ПС 35-110 кВ приведены в табл 4.1.16 и 4.1.17.
Для элементов изоляции, находящихся под распределенным потенциалом, изоляционные расстояния следует принимать с учетом фактических значений потенциалов в разных точках поверхности. При отсутствии данных о распределении потенциала следует условно принимать прямолинейный закон падения потенциала вдоль изоляции от полного номинального напряжения (со стороны токоведущих частей) до нуля (со стороны заземленных частей).
Рис. 4.1.27. Наименьшее расстояние в свету при жестких шинах между токоведущими и заземленными частями (Аф_3) и между токоведущими частями разных фаз (Аф_ф)
Рис. 4.1.28. Наименьшее расстояние в свету при гибких шинах между токоведущими и заземленными частями и между токоведущими частями разных фаз, расположенными в одной горизонтальной плоскости
Рис. 4.1.29. Наименьшее расстояние от нео-гражденных токоведущих частей и от нижней кромки фарфора изоляторов до земли
Рис. 4.1.30. Наименьшее расстояние от токоведущих частей и элементов изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений
Рис. 4.1.31. Наименьшее расстояние от токоведущих частей до транспортируемого оборудования
Рис. 4.1.32. Наименьшие расстояния между токоведущими частями разных цепей, расположенных в различных плоскостях, с обслуживанием нижней цепи при неотключенной верхней
Рис. 4.1.33. Наименьшее расстояние по горизонтали между токоведущими частями разных цепей с обслуживанием одной цепи при неотключенной другой
4--£
Рис. 4.1.34. Наименьшее расстояние Рис. 4.1.35. Наименьшее расстояние от от токоведущих частей до верхней контактов и ножей разъединителей
кромки внешнего ограждения в отключенном положении до
заземленных и токоведущих частей
Рис. 4.1.36. Наименьшее расстояние между токоведущими частями и сооружениями
Таблица 4.1.14. Наименьшее расстояние от токоведущих частей до различных элементов ОРУ (подстанций) в свету по рис. 4.1.27...4.1.36
Наименование расстояния Обозначение Изоляционное расстояние, мм, для номинальных напряжения, кВ
до 10 20 35
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м (рис 4.1.27,4.1.28,4.1.30) Аф-3 200 300 400
Между проводами разных фаз (рис. 4.1.27, 4.1.28) Афф 220 330 440
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой 1,6 м, до габаритов транспортируемого оборудования (рис 4.1.30,4.1.31,4.1.35) Б 950 1050 1150
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и нео-тключенной верхней (рис. 4.1.32) В 950 1050 1150
От неогражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов (рис. 4.1.29, 4.1.36) Г 2900 3000 3100
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи и нео-тключенной другой, от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора, между токоведущими частями и зданиями или сооружениями (рис. 4.1.32...4.1.35) Д 2200 2300 2400
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту (рис. 4.1.35) ж 240 365 485
Примечание: Расстояние от токоведущих частей или от элемента изоляции (со стороны токоведущих частей), находящихся под напряжением, до габаритов трансформаторов, транспортируемых по железнодорожным путям, уложенным на бетонном основании сооружений гидроэлектростанций, допускается принять менее размера Б, но не менее размера Дф_3
Рис. 4.1. 37. Наименьшие расстояния в свету между неизолированными токоведущими частями разных фаз в ЗРУ и между ними и заземленными частями (по табл. 4.1.15)
Рис. 4.1.38. Наименьшие расстояния от неизолированных токоведущих частей в ЗРУ до сетчатых ограждений и между неогражденными токоведущими частями разных цепей (по табл. 4.1.15)
Рис. 4.1. 39. Наименьшие расстояния между неизолированными токоведушими частями в ЗРУ и сплошными ограждениями (по табл. 4.1.15)
Рис. 4.1.40. Наименьшие расстояния от пола до неогражденных неизолированных токоведущих частей и до нижней кромки фарфора изолятора и высота прохода в ЗРУ Наименьшие расстояния от земли до неогражденных линейных выводов из ЗРУ вне территории ОРУ и при отсутствии проезда транспорта под выводами
Таблица 4.1.15. Наименьшее расстояние в свету от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ по рис. 4.1.37...4.1.40
Наименование расстояния Обозначение Изоляционное расстояние, мм, для напряжения, кВ
3 6 10 20 35
От токоведущих частей до заземленных конструкций и частей зданий (рис. 4.1.37) А$з 65 90 120 180 290
Между проводниками разных фаз (рис. 4.1.37) Аф-Ф 70 100 130 200 320
От токоведущих частей до сплошных ограждений (рис. 4.1.39) Б 95 120 150 210 320
От токоведущих частей до сетчатых ограждений (рис. 4.1.39) В 165 190 220 280 390
Между неогражденными токоведущими частями разных цепей (рис. 4.1.38) Г 2000 2000 2000 2200 2200
От неогражденных токоведуших частей до пола (рис. 4.1,40) Д 2500 2500 2500 2700 2700
От неогражденных выводов из ЗРУ до земли при выходе их не на территорию ОРУ и при отсутствии проезда под выводами (рис. 4.1.40) Е 4500 4500 4500 4750 4750
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту (рис. 4.1.38) Ж 80 ПО 150 220 350
Таблица 4.1.16. Грозозащита подстанций (ПУЭ)
Защищаемые объекты Защитные мероприятия
ОРУ, в том числе гибкие мосты и шинные связи* Стержневые молниеотводы
ЗРУ при числе грозовых часов в году более 20 1. Заземление металлических или ж. б. конструкций кровли или металлической кровли 2. Стержневые молниеотводы или молниеприемные сетки на крыше зданий при невозможности выполнения требования п.1
*Допускается не защищать от прямых ударов молнии: ОРУ 20-35 кВ с трансформаторами единичной мощности 1600 кВ*А и менее независимо от числа грозовых часов в году; ОРУ 20-35 кВ в районах с интенсивностью грозовой деятельности более 20 ч в год.
Таблица 4.1.17. Защита ВЛ от прямых ударов молнии на подходах к РУ и подстанциям
{/„ом ВЛ, кВ Подходы ВЛ на портальных опорах Подходы ВЛ на одностоечных опорах Наибольшее допустимое сопротивление заземляющего устройства опор, Ом, при эквивалентном удельном сопротивлении земли, Ом-м
Длина защищаемого подхода с повышенным защитным уровнем, км* Количество тросов, шт. Защитный угол троса, град. Длина защищаемого подхода с повышенным защитным уровнем, км* Количество тросов, шт. Защитный угол троса, град.
до 100 100...500 более 500
35 0,5:1...2 2 25...30 1...2 1...2 30 10 15 20
* Выбор длины защищаемого подхода производить с учетом расстояний между вентильным разрядником и защищаемым оборудованием
4.1.8. Типовые схемы электрических сетей 35—220 кВ и подстанций 35-220/6-10 кВ
Типовые схемы электрических сетей напряжением 35—110 кВ. В системе электроснабжения электрические сети напряжением 35-110 кВ имеют важное значение, с точки зрения надежности электроснабжения схема этих сетей является определяющей. От того, как развиты сети, зависит число питающих центров — подстанций 35—110 кВ, что в конечном итоге определяет удаленность от них объектов электроснабжения. Очевидно, что чем больше подстанций 35-110 кВ на определенной территории, тем меньше протяженность ВЛ напряжением 6-10 кВ, по которым осуществляется распределение электроэнергии потребителям.
Подстанции 35-110 кВ размещаются, как правило, в местах сосредоточения наиболее крупных нагрузок и по возможности ближе к центру зоны охвата потребителей. В зависимости от назначения подстанции можно разделить на два вида: районные и местного значения. В зависимости от положения в электрической сети, схемы питания различают два основных типа подстанций — тупиковые и проходные. Тупиковой (рис. 4.1.41, а) называют подстанцию, расположенную в конце питающей линии или отпайки от нее; проходной (рис. 4.1.41, б) — подстанцию, которая находится на трассе линии и через которую может осуществляться питание одной или нескольких подстанций. Проходные подстанции включаются в рассечку питающей линии по схеме «вход — выход».
Очевидно, что надежность питания подстанции ПС1, включенной по проходной схеме (рис. 4.1.41, б), выше, чем включенной по схеме рис. 4.1.41, а, поскольку поврежденный участок может быть отделен от ПС1 коммутаци
онным аппаратом этой подстанции. Если в качестве коммутационного аппарата используется, например, масляный выключатель Q1, то отделение (отключение) поврежденного участка осуществляется автоматически от действия релейной защиты на Q1 и ПС1 не теряет питания. В других случаях (Q1 — разъединитель) после отключения выключателя Q в начале питающей линии отключение поврежденного участка осуществляется вручную оперативным персоналом с последующим включением выключателя Q для подачи напряжения на ПС1. При этом ПС1 теряет питание на время, необходимое для отыскания места повреждения и производства оперативных переключений. В схеме рис. 4.1.41,а, длительность отключения ПС1 увеличивается на время полного устранения повреждений ВЛ.
Надежность питания подстанций 35-110 кВ в сельской местности зависит также от схемы питания их по линиям 35-110 кВ. Недостатком схем, приведенных на рис 4.1.41 является потеря питания ПС1 и ПС2 при повреждении на участке между выключателем Q и ПС1 или на подстанции, где установлен Q, так как ПС1 и ПС2 имеют одностороннее питание по одной линии. Надежность существенно возрастает, если питание ПС1 и ПС2 осуществляется по двухцепной линии 35 (ПО) кВ (рис. 4.1.42,а) или по двум проходящим по разным трассам линиям от одной (рис. 4.1.42,6) или двух (рис. 4.1.42,в) районных подстанций. Эти схемы позволяют в принципе обеспечить бесперебойное питание подстанций ПС1 и ПС2 при повреждении одной цепи (рис. 4.1.42,а) или одной питающей линии (рис. 4.1.42,б,в). Следует отметить меньшую надежность схемы питания (рис. 4.1.42,а), так как при определенных условиях могут оказаться поврежденными обе цепи
линии. Наибольшую надежность обеспечивает схема (рис. 4.1.42,в), поскольку не сказывается повреждение на одной из районных подстанций.
Схемы подстанций зависят от количества линий и трансформаторов, присоединяемых на данном напряжении. Для электроснабжения в сельском хозяйстве применяются, как правило, подстанции 35-110 кВ с упрощенной электрической схемой без выключателей со стороны высшего напряжения; мощность силовых трансформаторов таких подстанций составляет 1000-16000 кВ-А
Схема «трансформатор — линия» (рис. 4.1.43). Схема применяется в случае тупикового расположения подстанций и отличается простотой, экономичностью и достаточной надежностью. Однако при повреждении или ремонте линии или трансформатора работа блока нарушается, что приводит к полной потере питания в случае применения однотрансформаторной подстанции (рис 4.1.43.а).
В приводимых схемах подстанций (рис. 4.1.43,а и б) защита силового трансформатора действует на отключение выключателя 1Q на стороне 6-10 кВ и на включение короткозамыкателя S, с помощью которого искусственно создается при напряжении ПО кВ однофазное, а при напряжении 35 кВ двухфазное короткое замыкание. При этом от собственной защиты отключается линейный масляный выключатель Q.
В схеме подстанции с перемычкой из двух разъединителей между линиями (рис. 4.1.42,в) после отключения аварийно или при подготовке к плановому отключению одной из линий имеется возможность питания обоих трансформаторов от одной линии.
Схема ответвлений от транзитных линий. Приведенные на рис. 4.1.44, схемы получили очень широкое распространение на подстанциях в сельской местности ввиду их относительно невысокой стоимости и простоты. Экономичность достигается за счет исключения из схем наиболее дорогого аппарата — выключателя высшего напряжения и за счет упрощения вспомогательных устройств (установок постоянного тока, щита управления и т.д.). В этих схемах на стороне 35-110 кВ силового трансформатора устанавливаются отделители QL, снабженные автоматическим приводом и позволяющие отключать ток холостого хода трансформатора.
В схемах с отделителями при повреждении силового трансформатора его защита действует на отключение выключателя 1Q 6-10 кВ и включение короткозамыкателя S, который создает искусственное замыкание линии. Линия отключается линейной защитой выключателя Q. В бестоко-вую паузу отключается отделитель QL поврежденного трансформатора. Действием устройства автоматического повторного включения (АПВ) линия включается. Таким образом после отключения трансформатора транзит мощности сохраняется. Схема (рис. 4.1.45, г) аналогично приводившейся выше (рис. 4.1.44, в), позволяет подключить к одной линии оба трансформатора подстанции.
Шины 35 -110 кВ районной ПС
Рис. 4.1.42. Схемы питания подстанций по двухцепной или двум одноцепным линиям
Рис. 4.1.43. Питание подстанций по схеме «трансформатор — линия»
В электрических сетях сельской местности при напряжении 35 кВ и мощности трансформаторов до 4000 кВ-А вместо определителей иногда применяют предохранители типа ПСН-35. При мощности трансформатора, превышающей допустимую для отключения отделителем тока холостого хода трансформатора, на стороне высшего напряжения устанавливаются выключатели 2Q (рис. 4.1.45, д). В такой схеме поврежденный трансформатор отключается от защиты выключателями 1Q и 2Q; естественно, отключение транзитной линии при этом не происходит.
Схемы рис. 4.1.46 могут применяться и для подстанций с трехобмоточными трансформаторами. На рис. 4.1.46 приведена такая схема для районной подстанции 110/35/10 кВ в сельской местности с трансформаторами мощностью 16000 кВ-А, имеющей большую нагрузку на шинах 10 кВ и осуществляющей распределение электроэнергии на напряжении 35 кВ. Подстанция может подключаться по схеме блока «трансформатор — линия», к транзитным линиям и по тупиковой схеме; в двух последних случаях может быть смонтирована перемычка из S1 и QL на стороне высшего напряжения.
Рис. 4.1.44. Блочные схемы РУ ПС 35 кВ и выше
Рис. 4.1.45. Варианты схем подстанций с трансформаторами, присоединяемыми к ответвлениям от линий
Шины 110 кВ ПС 110 - 220 кВ
Рис. 4.1.46. Схема районной подстанции 110/35 /10 кВ
Схема моста (рис. 4.1.47 и 4.1.48). Схема имеет небольшое число выключателей на стороне высшего напряжения, поэтому позволяет отключать любое присоединение (линию и трансформатор). Схема моста применяется при относительно большой мощности трансформаторов, а также боль-
шой протяженности линий; схема рис 4.1.47, а — при присоединении трансформаторов к двум параллельным линиям или тупиковой схеме питания трансформаторов по двум линиям; схема рис.4.1.47, б — при необходимости транзита мощности по линиям.
Линия 35-110 кВ 35-110 кВ
Рис. 4.1.47. Схема моста
Рис. 4.1.48.
РУ ПС по схеме мостика
Рис. 4.1.49. Схема РУ 35 кВ подстанции с одной системой сборных шин
Схема с одной системой сборных шин (рис. 4.1.49). Схема достаточно проста и надежна; разъединители используются только при ремонтных работах для отсоединения цепей, предварительно отключенных выключателями. Недостаток схемы — необходимость отключения всех присоединений секции при ремонте сборных шин и шинных разъединителей. Как правило, в сельской местности подстанции с секционированной системой сборных шин являются узловыми и служат для транзита мощности и питания других подстанций 35-110 кВ с упрощенными схемами.
Схема РУ ПС со сборными шинами с одним выключателем на присоединение приведена на рис. 4.1.50.
На рис. 4.1.51 приведены типовые схемы ПС 35/6-10 кВ, применяемые в городах.
Типовые схемы подстанций 35—220 кВ. Электроустановки, включающие электрическую часть подстанций, выполняют по определенным схемам, отражающим внутреннюю структуру и взаимосвязь их элементов. В общем случае схемы электрических соединений — это чертежи, на которых изображены элементы электроустановки, соединенные между собой в требуемой последовательности. Схемы электрических соединений и соответствующие им распределительные устройства являются важными элементами подстанций.
Рис. 4.1.50 Схемы РУ ПС со сборными шинами с одним выключателем на присоединение
К схемам электрических соединений и конструкциям распределительных устройств подстанций предъявляются следующие требования: надежность работы, экономичность, техническая гибкость (способность приспосабливаться к изменяющимся условиям работы электроустановки, удобство эксплуатации первичных и вторичных цепей, возможность автоматизации), безопасность обслуживания, возможность расширения, экологическая чистота, т. е. малое влияние на окружающую среду (шум, сильные электрические и магнитные поля, выбросы вредных веществ).
На подстанциях 35-750 кВ обычно устанавливают один или два трансформатора (автотрансформатора). При выборе числа и мощности трансформаторов учитывают их надежность, характер графиков нагрузки и допустимых систематических и аварийных перегрузок.
На подстанции допускается установка одного трансформатора только в том случае, если обеспечивается требуемая степень надежности электроснабжения потребителей.
Область применения различных схем подстанций определяется схемой электроснабжения и требованиями к ее надежности. Наиболее надежна схема подстанции с выключателем и разъединителями на стороне высшего напряжения (рис. 4.1.51). Схемы подстанций с предохранителями и отделителями с короткозамыкателями являются упрощенными, но не менее надежными. Однако затраты на сооружение этих подстанций значительно снижаются, так как короткозамыкатели и предохранители гораздо дешевле в изготовлении, чем высоковольтные выключатели.
По месту в системе распределительных сетей различают трансформаторные подстанции районные (РТП) и потребителей (ТП). Каждая подстанция оборудована рассмотренными выше устройствами и аппаратами для приема электроэнергии, трансформации напряжения и распределения электроэнергии потребителям через отходящие линии.
Рис. 4.1.51. Схемы электрических соединений подстанции на стороне высшего напряжения, применяемые в сети крупных городов: а, б, в — блоков «трансформатор — линия»; г, д,е — мостиков;
ж, 3 — с одной секционированной системой шин, и — с одной рабочей системой шин
a б в г
Рис. 4.1.52. Типовые схемы подстанций
а — тупиковая; б — ответвительная; в — проходная;
8 — с короткозамыкателем и отделителем
1 — разъединитель, 2 — плавкие предохранители; 3 — масляный выключатель, 4 — отходящие линии; 5 — головной масляный выключатель; 6 — отделитель,
7 — короткозамыкатель
4.2. Распределительные пункты 6—10 кВ
4.2.1. Основные определения и назначения элементов РП 6—10 кВ
Распределительный пункт (РП) — электроустановка, предназначенная для распределения электрической энергии внутри распределительной сети, представляющая собой разделенные на секции сборные шины, определенного количества ячеек (присоединений) и коридора управления. Ячейки служат для размещения в них: выключателей, трансформаторов тока, линейных, шинных и секционных разъединителей; предохранителей; трансформаторов напряжения; приборов защиты и другого электрооборудования. Питание РП осуществляется с подстанции 35-110 кВ или с соседнего РП по одной, или по двум отдельным, или по двум параллельным (сдвоенным) линиям, а электроэнергия передается далее в распределительную сеть по нескольким распределительным линиям. В РП не происходит трансформации или преобразования электроэнергии, за исключением случаев совмещения в РП трансформаторных подстанций (РТП).
Сборные шины располагают в верхней части РП горизонтально йа расстоянии не менее 500 мм от его верхнего перекрытия. Расстояние ^ежду сборными шинами различных фаз должно быть не менее 100 мм при йапря-жении 1 кВ и 130 мм при напряжении 10 кВ. Шины крепят к опорным изоляторам, установленным на металлических конструкциях или бетонных перегородках. Смонтированные в РП секционные разъединители и масляные выключатели служат для отключения секций РП как при профилактических ремонтах, так и при повреждении сборных шин.
Распределительные пункты выполняют с П-образной или кольцевой системой сборных шин, с кабельными или воздушными вводами, одно- и двухрядным расположением ячеек (камер).
Камеры в РП в зависимости от вида установленного в них оборудования делятся на камеры выключателей, измерительных трансформаторов напряжения, разрядников, заземляющих разъединителей.
Ячейки в РП имеют различные схемы заполнения оборудованием. Так, во вводных и линейных ячейках смонтированы шинные с заземляющими ножами (РВФЗ) и кабельные (РВЗ) разъединители с приводами ПР-10, а также масляные выключатели с приводами ПП-67, трансформаторы тока ТПЛ и трансформаторы нулевой последовательности ТЗРЛ. В ячейках трансформаторов напряжения установлены разъединители, предохранители ПКТ и трансформаторы напряжения.
Камерой называется помещение, предназначенное для установки аппаратов и шин.
Закрытой камерой называется камера, закрытая со всех сторон и имеющая сплошные (не сетчатые) двери.
Взрывная камера — закрытая камера, служащая для локализации возможных аварийных последствий при повреждении установленных в ней аппаратов и имеющая выход наружу или во взрывной коридор.
Огражденной камерой называется камера, которая имеет проемы, защищенные полностью или частично несплошными (сетчатыми или смешанными) ограждениями.
Коридором обслуживания называется коридор вдоль камер или шкафов КРУ, предназначенный для обслуживания аппаратов и шин.
Коридор управления РП представляет собой помещение, где установлены приводы выключателей и разъединителей Ширина его при однорядном расположении ячеек должна быть не менее 1500 мм, а при двухрядном — не менее 2000 мм При длине более 7 м он должен иметь два выхода, двери которых должны открываться наружу.
В распределительном пункте имеются также измерительные приборы, реле защиты и автоматики, заземляющее устройство и устройства телемеханики.
Присоединение — электрическая цепь (оборудование и шины) одного назначения, наименования и напряжения, присоединенная к шинам РУ, щита, сборки и находящаяся в пределах подстанции и т.д. Электрические цепи разного напряжения одного силового трансформатора (независимо от числа обмоток), считаются одним присоединением. К присоединению линии, трансформатора относятся все коммуникационные аппараты и шины, посредством которых эта линия или трансформатор присоединены к РУ.
Система сборных шин — комплект токоведущих элементов, связывающих между собой присоединения одного электрического распределительного устройства.
Все распределительные устройства должны быть безопасны при обслуживании, удобно расположены, экономичны и обеспечивать надежную работу оборудования. Безопасность при обслуживании РУ достигается удобным расположением оборудования, наличием постоянных ограждений, их запором на замки, маркировкой элементов РУ, соблюдением необходимых расстояний между токоведущими частями и размеров проходов обслуживания, расстояний между токоведущими и заземляющими частями РУ и местонахождением обслуживающего персонала.
Экономичность РУ и РП 6-10 кВ достигается применением типовых устройств и конструкций, недефицитных материалов и оборудования, надежность обеспечивается выбором рациональной схемы электроснабжения, качеством электрооборудования и его монтажа.
4.2.2. Типовые схемы РП 6—10 кВ
В целях унификации применения разработаны типовые схемы распределительных пунктов 6-10 кВ применительно к местным условиям.
На рис. 4.2.1. приведена конструкция и электрическая схема распределительного пункта для развитой схемы участка городской сети 6-10 кВ. Такое РП имеет двадцать камер (присоединений), из которых четырнадцать — для линейных выключателей, две — для секционного выключателя, две — для трансформатора напряжения и для заземляющих разъединителей шин. В камерах выключателей установлены линейные разъединители / с заземляющими ножами, трансформаторы тока 2, выключатели 3, шинные разъединители 4 с заземляющими ножами. В камере трансформатора напряжения находятся трансформатор напряжения 5 (один или несколько), предохранитель 6 и шинные разъединители с заземляющими ножами, а также установлены заземляющие разъединители 9 шин.
На рис. 4.2.2. приведены конструкция и электрическая схема двухсекционного РП 6-10 кВ для городских электросетей 6-10 кВ.
Схема односекционного РП 6-10 кВ для сельских электросетей приведена на рис. 4.2.3., предназначенного для начальной стадии электрификации района, или для последующей электрификации, или развития сети нового участка, расположенного на периферии уже существующего участка сети.
На рис. 4.2.4. представлена схема двухсекционного, двухзального РП 6-10 кВ (РП-2С-20-1/2) из полносборных железобетонных конструкций, оборудован камерами КСО-2УМЗ (модификация-1) или КСО-272 (модификация-2) Проект 1974 г.
На рис. 4.2.5. представлена схема трехсекционного, однозального РП 6-10 кВ (РП-ЗС-20) кирпичного исполнения, оборудован камерами КСО-2УМ Между 1-ой и 2-ой секциями расположены два секционных разъединителя, а между 2-й и 3-й секциями — секционный МВ. Проект 1963 г.
На рис. 4.2.6. приведены сведения о более совершенном РП с вакуумными выключателями фирмы «Таврида-электрик».
Рис. 4.2.1. Полная принципиальная схема распределительного пункта: а — схема РП:
1,4 — линейные и шинные разъединители с заземляющими ножами; 2 — трансформатор тока; 3 — выключатели линий; 5 — трансформатор напряжения; 6 — предохранитель ПКН;
7 — сборные шины; 8 — секционный выключатель; 9 — заземляющие разъединители шин; 10 — амперметры; 11 — вольтметры; 12 — реле (В — времени, Т — токовое, У — указательное); I...XX — номера камер
б — план двухзального РП:
1,6 — залы с камерами КСО первой и второй секций; 2, 3 — сборные Шины первой и второй секций; 4 — камеры КСО; 5 — люк для спуска в канал; 7 — кабельные кана-
лы
б
Рис. 4.2.2. РП 6-10 кВ двухсекционное с использованием оборудования КСО-285: а — электрическая схема; б — размещение оборудования в помещении РП
РУ-Ю кВ ПС 35 кВ / секция
Примечание: В РУ-10 кВ ПС 35 кВ показаны только присоединения, касающиеся сеедений об РТП 10/0,4 кВ
Рис. 4.2.3. Радиальная питающая линия Л1 для питания односекционного РТП в сельских электросетях
Примечание. В случае наличия разъединителей заземления (заземляющих ножей) сборных шин в камерах TH (модификация-2) необходимо срочно перенести их на боковые стенки крайних камер (№10 и №11), аналогично установке их на камерах КСО-2УМЗ и с демонтажем ошиновки в камере TH.
Рис. 4.2.4. РП-2С-20 6—10 кВ а — схема электрическая;
б — размещение оборудования
РП-ЗС-20
15010
б
Рис. 4.2.5. РП-ЗС-20 6-10 кВ а — схема электрическая;
б — размещение оборудования
Рис 4 2 6. РП 10 кВ с вакуумными выключателями в КРУ/TEL а — электрическая схема:
1 — ввод для питания секции, 2 — трансформатор напряжения секции, 3 — ограничитель перенапряжения нелинейный сп б — план распределительного пункта
4.2. Распределительные пункты 6—10 кВ
Рис. 4.2.6. Окончание
4.2.3. Совмещение РП 6—10 кВ и ТП 6—10 кВ (РТП)
Широкое применение находит РП, совмещенный с трансформаторной подстанцией на два трансформатора по 630-1000 кВ*А, выполненной из полносборных железобетонных конструкций.
Распределительная трансформаторная подстанция (РТП) — это электроустановка, в которой совмещены распределительный пункт (РП) и трансформаторная подстанция. В РТП могут размещаться трансформаторы единичной мощностью до 1000 кВ*А включительно, РУ 6-10 кВ с большим числом ячеек и комплектный распределительный щит 0,38 кВ. Таким образом РТП позволяет осуществлять распределение электроэнергии не только на напряжении 0,38 кВ, как в обычной ТП, но и на напряжение 6-10 кВ, как в РП. Распределительные трансформаторные подстанции в основном используются для электроснабжения городов, крупных животноводческих комплексов, птицефабрик и по существу являются питающими центрами по отношению к внутриплощадочным электрическим сетям 6-10 кВ (рис. 4.2.7...4.2.11).
Распределительные трансформаторные подстанции выполняются, как правило, закрытого типа. В отличии от них распределительные пункты 6-10 кВ в сельских электрических сетях монтируются в основном из шкафов комп
лектных распределительных устройств наружной установки (КРУН), конструктивно подобных РУ 6-10 кВ подстанций напряжением 35-110 кВ.
На рис. 4.2.7. показана принципиальная схема распределительного пункта на семь ячеек, две из которых — питающие линии ВЛ, одна — с разрядником FV, другая — с силовым трансформатором Т и силовой сборкой 0,4 кВ, две — отходящие кабельные линии с разъединителями и масляными выключателями Q, одна — с измерительным трансформатором напряжения TV для цепей релейной защиты и автоматики.
Разрядник FV срабатывает при возникновении атмосферных перенапряжений и отводит волны перенапряжения, поступающие с воздушных линий, в землю, обеспечивая защиту оборудования распределительного устройства.
Реактор LR представляет собой индуктивную катушку, включенную последовательно в электрическую цепь для увеличения ее сопротивления и служит для ограничения тока при кротком замыкании.
Силовой трансформатор Т мощностью 630 кВ • А используется для электроснабжения потребителей, расположенных вблизи распределительного устройства.
Ячейки в РП имеют различные схемы заполнения оборудованием. Так, во вводных и линейных ячейках смонтированы шинные с заземляющими ножами (РВФЗ) и линейные (РВЗ) разъединители с приводами ПР-10, а также масляные выключатели с приводами ПП-67, трансформаторы тока ТПЛ и трансформаторы нулевой последовательности ТЗРЛ.
В ячейках трансформаторов напряжения установлены разъединители, предохранители ПКТ и трансформаторы напряжения. Схема РТП (рис. 4.2.7.) применяется как в сетях городов, так и в сельских электросетях.
ВЛ1 ВЛ2
Рис. 4.2.7. Схема распределительного пункта на семь ячеек:
Q — масляный выключатель;
QS — выключатель нагрузки (разъединитель);
QF — автоматический выключатель, S — рубильник; F — предохранитель; QRG — заземляющий разъединитель
На рис. 4.2.8 представлен распределительный пункт 6-10 кВ (РПТ-82/93) двухсекционный, совмещенный с трансформаторной подстанцией на два трансформатора до 1000 кВ*А. Строительная часть выполнена из полносборных железобетонных конструкций. Проект предусматривает применение камер КСО-2УМЗ или КСО-272, или др.
Отличие РТП-82/93 от РТП-76/82/89 заключается в архитектурно-строительной части. Монтажный люк в крыше после загрузки камер КСО в помещение РУ 6-10 кВ заделывается плитой с выполнением единой кровли.
РТП-82/93 по РУ 0,4 кВ имеет три варианта:
• РТП с АВР на автоматах при эксплуатации щита НН на ЩО-70 абонентом (рис. 4.2.8);
• РТП без АВР при эксплуатации щита НН на ЩО-70 персоналом МКС (рис. 4.2.9);
• РТП без АВР, но с установкой 4-х сборок НН типа МКС (рис. 4.2.10).
На рис. 4.2.12 представлен распределительный пункт 6-10 кВ (РПТ-86) двухсекционный, совмещенный с трансформаторной подстанцией на два трансформатора до 1000 кВ*А. Строительная часть выполнена из полносборных железобетонных конструкций. Проект предусматривает применение камер КСО-285.
При использовании проекта необходимо:
• дополнительно согласовать схемы вторичной коммутации в СЗА;
• заземление сборных шин выполнить на боковой стенке крайней камеры с помощью разъединителя;
• в камере TH ошиновку разъединителя заземления сборных шин демонтировать.
РТП-86 по РУ 0,4 кВ имеет два варианта:
• РТП с АВР на автоматах при эксплуатации щита НН на ЩО-70 абонентом (рис. 4.2.12);
• РТП без АВР при эксплуатации щита НН на ЩО-70 персоналом МКС (рис. 4.2.13).
На рис. 4.2.14 представлен распределительный пункт 6-10 кВ (РПТ-407-110/70(74) двухсекционный, двухзальный, совмещенный с трансформаторной подстанцией на два трансформатора до 1000 кВ*А. Строительная часть выполнена из кирпича. РУ ВН выполнено с камерами КСО-2УМЗ, РУ НН — щитами ЩО-70. Проект выпуска 1970 г. (корректировка 1974 г.).
РТП - 82/93 (вариант 1)
ЩО-70 а ЩО-70
Рис. 4.2.8. РТП-82/93 (первый вариант): а — электрическая схема; б — размещение оборудования
Рис. 4.2.9. РТП-82/93 (второй вариант): а — электрическая схема; б — размещение оборудования
РТП - 82/93 (вариант 3)
—I —Г —J— I I I I I
1 1 1 1 1 1 1 1 г"*
ух-и, ух-ц, Y4-!" Y4-1" Y4-*" Y4-*1 Y44" । Y4-1" й й й й й й й £ «
_|||||||| IIIIIIII I
Рис. 4.2.11 РТП 6-10/0,4 кВ с двумя трансформаторами 2x1000 кВ-А с камерами КСО-2УМЗ:
а — электрическая схема; б — размещение оборудования
Рис. 4.2.12. РТП-86 (первый вариант): а — электрическая схема; б — размещение оборудования
РТП - 86 (вариант 2)
а
Рис. 4.2.13. РТП-86 (второй вариант): а — электрическая схема; б — размещение оборудования
РТП 407-3-110/74
б
Рис. 4.2.14. РТП-407-110/70(74):
а — электрическая схема; б — размещение оборудования
4.2.4. Типовые схемы питания РП 6-10 кВ (питающие линии)
Питающая линия 6-10 кВ, линия, которая не имеет распределения нагрузки по своей длине. Практически это линии, соединяющие подстанции 35 кВ и выше с распределительными пунктами или два распределительных пункта 6-10 кВ.
Радиальная схема питающей линии приведена на рис. 4.2.15. Она имеет один основной недостаток — при повреждении любого элемента электроустановок напряжение в РП пропадает до устранения повреждения и включения линии в работу. Радиальная схема питающих линий предназначена для электроснабжения только потребителей третьей категории электроснабжения.
Петлевая схема питающих линий (рис. 4.2.16. и рис. 4.2.17) предназначена для питания потребителей первой и второй категорий электроснабжения. Первая из них применяется в сетях городов, а вторая — в сетях сельской местности.
Наиболее разнообразны схемы питающих линий (рис. 4.2.18.), применяемые в городских электросетях, особенно в крупных городах.
Схемы петлевых замкнутых линий 6 - 10 кВ (рис. 4.2.17, 4.2.18, д, е, ж) применяют для ответственных потребителей, не допускающих по условиям электроснабжения перерыва питания даже на период работы устройств АВР: телецентры, вычислительные центры и др.
Рис. 4.2.15. Радиальная схема электроснабжения
a б
Рис. 4.2.16. Схема питающей петлевой замкнутой сети направленной максимальной токовой защитой:
а — одного РП; б — двух РП с линией связи между распределительными пунктами. Стрелками обозначено наличие направленной защиты
Рис. 4.2.17. Схемы питающей петлевой разомкнутой сети с автоматическим включением резервного питания: а — с секционными АВР;
б — с АВР на линии связи
а б в г
ЦП1 ЦП2 ЦПЗ
д
ж е
Рис. 4.2.18. Наиболее распространенные схемы питающих сетей городов: а — однолучевая без РП; б — двухлучевая без РП; а — с АВР на секционном выключателе; г, д, ж — с АВР на резервной связи; е — с направленной защитой и АВР на секционном выключателе
4.2.5. Электротехнические требования к РП 6—10 кВ, РТП и ТП 6-10/0,4 кВ
Электрооборудование распределительных устройств (РУ) всех видов и напряжений по номинальным данным должно удовлетворять условиям работы как при номинальных режимах, так и при коротких замыканиях, перенапряжениях и нормированных перегрузках.
Персонал, обслуживающий РУ, должен располагать схемами и указаниями по допустимым режимам работы электрооборудования в нормальных и аварийных условиях.
Класс изоляции электрооборудования должен соответствовать номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений — уровню изоляции электрооборудования.
При расположении электрооборудования в местностях с загрязненной атмосферой на стадии проектирования должно быть выбрано оборудование с изоляцией, обеспечивающей надежную работу без дополнительных мер защиты.
При эксплуатации оборудования с негрязестойкой изоляцией в местах с загрязненной атмосферой должны быть осуществлены меры, обеспечивающие надежную работу изоляции: в открытых распределительных устройствах (ОРУ) — усиление, обмывка, очистка, покрытие гидрофобными пастами; в закрытых распределительных устройствах (ЗРУ) — защита от проникновения пыли и вредных газов; в комплектных распределительных устройствах (КРУ) наружной установки — уплотнение шкафов, обработка изоляции гидрофобными пастами и установка электроподогрева с ручным или автоматическим управлением.
Температура воздуха внутри помещения ЗРУ в летнее время должна быть не выше 40 °C. В случае ее превышения должны быть приняты меры к понижению температуры оборудования или охлаждению воздуха. Температура в помещении комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией (КРУЭ) должна быть в пределах требований эксплуатационной технической документации изготовителя.
Должны быть приняты меры, исключающие попадание животных и птиц в помещение ЗРУ, камеры КРУ.
Покрытие полов должно быть таким, чтобы не происходило образования цементной пыли.
Помещение РУ, в котором установлены ячейки КРУЭ, а также помещения для их ремонта и технического обслуживания должны быть изолированы от других помещений и улицы. Стены, пол и потолок должны быть окрашены пыленепроницаемой краской. Уборка помещений КРУЭ должна производиться мокрым или вакуумным способом. Помещения должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией с отсосом воздуха снизу. Воздух приточной вентиляции должен проходить через фильтры, предотвращающие попадание в помещение пыли.
Помещения с ячейками КРУЭ должны быть оборудованы устройствами, сигнализирующими о недопустимой концентрации элегаза и включающими приточно-вытяжную вентиляцию.
Между деревьями и токоведущими частями РУ должны быть расстояния, при которых исключена возможность перекрытия
Кабельные каналы и наземные лотки ОРУ и ЗРУ должны быть закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, туннелей, этажей и переходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены несгораемым материалом.
Туннели, подвалы, каналы должны содержаться в чистоте, а дренажные устройства обеспечивать беспрепятственный отвод воды.
Маслоприемники, маслосборники, гравийные подсыпки, дренажи и мас-лоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии.
Уровень масла в масляных выключателях, измерительных трансформаторах и вводах должен оставаться в пределах шкалы маслоуказателя при максимальной и минимальной температурах воздуха.
Масло негерметичных вводов должно быть защищено от увлажнения и окисления.
За температурой разъемных соединений шин в РУ должен быть организован контроль по утвержденному графику.
Распределительные устройства напряжением 3 кВ и выше должны быть оборудованы блокировкой, предотвращающей возможность ошибочных операций разъединителями, отделителями, выкатными тележками комплектных РУ (КРУ) и заземляющими ножами. Блокировочные замки с устройствами опломбирования должны быть постоянно опломбированы.
Схема и объем блокировочных устройств определяется по РУ решением технического руководителя энергообъекта.
На столбовых трансформаторных подстанциях, переключательных пунктах и других устройствах, не имеющих ограждений, приводы разъединителей и шкафы щитков низкого напряжения должны быть заперты на замок
При размещении разъединителя 10-110 кВ на опоре МТП стационарные лестницы у площадки обслуживания должны быть сблокированы с разъединителями и заперты на замок.
Для наложения заземлений в РУ напряжением 3 кВ и выше должны, как правило, применяться стационарные заземляющие ножи. В действующих электроустановках, в которых заземляющие ножи не могут быть установлены по условиям компоновки или конструкции, заземление осуществляют с помощью переносных заземлителей.
Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а заземляющие ножи, как правило — в черный
На дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, оборудовании ОРУ, наружных и внутренних лицевых частях КРУ, сборках, а также на лицевой и
оборотной сторонах панелей щитов должны быть выполнены надписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерское наименование.
На дверях РУ должны быть предупреждающие знаки в соответствии с требованиями «Правил применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках».
На предохранительных щитках и (или) у предохранителей присоединений должны быть надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки.
На металлических частях корпусов оборудования должна быть обозначена расцветка фаз.
В РУ должны находиться переносные заземления, средства по оказанию первой помощи пострадавшим от несчастных случаев, защитные и противопожарные средства.
Для РУ, обслуживаемых оперативно-выездными бригадами (ОВБ), переносные заземления, средства по оказанию первой помощи, защитные и первичные средства пожаротушения могут находиться у ОВБ.
Осмотр оборудования РУ без отключения от сети должен быть организован:
• на объектах с постоянным дежурством персонала: не реже 1 раза в сутки; в темное время суток для выявления разрядов, коронирования — не реже 1 раза в месяц;
• на объектах без постоянного дежурства персонала — не реже 1 раза в месяц, а в трансформаторных и распределительных пунктах — не реже 1 раза в 6 мес.
При неблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололед и т.п.) или усиленном загрязнении на ОРУ, а также после отключения оборудования при коротком замыкании должны быть организованы дополнительные осмотры.
О всех замеченных неисправностях должны быть произведены записи и поставлен в известность вышестояший оперативно-диспетчерский и инженерно-технический персонал.
Неисправности должны быть устранены в кратчайший срок. При изменении окраски оболочки токопровод должен быть отключен.
Шкафы управления выключателей и разъединителей, верхняя часть которых расположена на высоте 2 м и более, должны иметь стационарные площадки обслуживания.
При обнаружении утечек сжатого воздуха у отключенных воздушных выключателей прекращение подачи в них сжатого воздуха должно производиться только после снятия напряжения с выключателей с разборкой схемы разъединителями.
Шкафы с аппаратурой устройств релейной зашиты и автоматики, связи и телемеханики, шкафы управления и распределительные шкафы воздушных вык
лючателей, а также шкафы приводов масляных выключателей, отделителей, короткозамыкателей и двигательных приводов разъединителей, установленные в РУ, в которых температура окружающего воздуха может быть ниже допустимого значения, должны иметь устройства электроподогрева.
Масляные выключатели должны быть оборудованы устройством электроподогрева днищ баков и корпусов, включаемым при понижении температуры окружающего воздуха ниже допустимой.
В масляных баковых выключателях, установленных в районах с низкими зимними температурами окружающего воздуха (ниже -25...-30 °C), должно применяться арктическое масло или выключатели должны быть оборудованы устройством электроподогрева масла, включаемым при понижении температуры окружающего воздуха ниже допустимой
В схемах питания электромагнитов управления приводов должна быть предусмотрена защита от длительного протекания тока.
Комплектные распределительные устройства 6—10 кВ должны иметь быстродействующую защиту от дуговых коротких замыканий внутри шкафов КРУ.
У воздушных выключателей должно периодически проверяться наличие вентиляции внутренних полостей изоляторов (для выключателей, имеющих указатели).
Периодичность проверок должна быть установлена на основании рекомендаций заводов-изготовителей.
После спуска воздуха из резервуаров и прекращения вентиляции изоляция выключателя перед включением его в сеть должна быть просушена продувкой воздуха через систему вентиляции
Автоматическое управление, защита и сигнализация воздухоприготовительной установки, а также предохранительные клапаны должны систематически проверяться и регулироваться согласно действующим нормативнотехническим документам.
Осушка сжатого воздуха для коммутационных аппаратов должна осуществляться термодинамическим способом.
Требуемая степень осушки сжатого воздуха обеспечивается при кратности перепада между номинальным компрессорным и номинальным рабочим давлением коммутационных аппаратов не менее двух — для аппаратов с номинальным рабочим давлением 20 кгс/ см2 (2 МПа) и не менее четырех — для аппаратов с номинальным рабочим давлением 26...40 кгс/см2 (2,6...4 МПа).
В целях уменьшения влагосодержания рекомендуется дополнительно применять адсорбционные методы осушки сжатого воздуха.
Влага из всех воздухосборников компрессорного давления 40...45 кгс/см2 (4...4,5 МПа) должна удаляться не реже 1 раза в 3 сут, а на объектах без постоянного дежурства персонала — по утвержденному графику.
Днища воздухосборников и спускной вентиль должны быть утеплены и оборудованы устройством электроподогрева, включаемым на время, необходимое для таяния льда при отрицательных температурах наружного воздуха.
Удаление влаги из конденсатосборников групп баллонов давлением 230 кгс/см2 (23 МПа) должно осуществляться автоматически при каждом запуске компрессоров. Во избежание замерзания влаги нижние части баллонов и конденсатосборники должны быть установлены в теплоизоляционной камере с электроподогревом*.
Продувка влагоотделителя блока очистки сжатого воздуха (БОВ) должна производиться не реже 3 раз в сутки. Проверка степени осушки — точки росы воздуха на выходе из БОВ — должна производиться 1 раз в сутки. Точка росы должна быть не выше -50 °C при положительной температуре окружающего воздуха и не выше -40 °C — при отрицательной температуре.
Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов, а также воздухосборники и баллоны должны удовлетворять требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» Госгортехнадзора России.
Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов высокого напряжения регистрации в органах Госгортехнадзора России не подлежат.
Внутренний осмотр и гидравлические испытания воздухосборников и баллонов компрессорного давления должны проводиться в соответствии с Правилами Госгортехнадзора России. Внутренний осмотр резервуаров воздушных выключателей и других аппаратов должен производиться при средних ремонтах.
Гидравлические испытания резервуаров воздушных выключателей должны проводиться в тех случаях, когда при осмотре обнаруживаются дефекты, вызывающие сомнение в достаточной прочности резервуаров.
Внутренние поверхности резервуаров должны иметь антикоррозионное покрытие.
Сжатый воздух, используемый в воздушных выключателях и приводах других коммутационных аппаратов, должен быть очищен от механических примесей с помощью фильтров, установленных в распределительных шкафах каждого воздушного выключателя или на питающем приводе каждого аппарата воздухопровода. После окончания монтажа воздухоприготовительной сети перед первичным наполнением резервуаров воздушных выключателей и приводов других аппаратов должны быть продуты все воздухопроводы.
Для предупреждения загрязнения сжатого воздуха в процессе эксплуатации должны производиться продувки:
• магистральных воздухопроводов при плюсовой температуре окружающего воздуха — не реже! раза в 2 мес;
* За исключением баллонов, установленных после блоков очистки сжатого воздуха.
• воздухопроводов отпаек в сети до распределительного шкафа и от шкафов до резервуаров каждого полюса выключателей и приводов других аппаратов с их отсоединением от аппарата — после каждого среднего ремонта аппарата;
• резервуаров воздушных выключателей — после текущих и средних ремонтов.
Контроль концентрации элегаза в помещении КРУ и ЗРУ должен производиться с помощью специальных приборов на высоте 10... 15 см от уровня пола.
Концентрация элегаза в помещении не должна превышать допустимых норм, указанных в инструкциях заводов-изготовителей аппаратов.
Выключатели и их приводы должны быть оборудованы указателями отключенного и включенного положения
На выключателях со встроенным приводом или с приводом, расположенным в непосредственной близости от выключателя и не отделенным от него сплошным непрозрачным ограждением (стенкой), допускается установка одного указателя — на выключателе или на приводе. На выключателях, наружные контакты которых ясно указывают включенное положение, наличие указателя на выключателе и встроенном или не отгороженном стенкой приводе необязательно.
Приводы разъединителей, заземляющих ножей, отделителей, короткоза-мыкателей и других аппаратов, отделенных от аппаратов стенкой, должны иметь указатели отключенного и включенного положений.
Вакуумные дугогасительные камеры (КДВ) должны испытываться в объемах и в сроки, установленные инструкциями заводов-изготовителей выключателей. При испытании КДВ повышенным напряжением с амплитудным значением более 20 кВ необходимо использовать экран для защиты персонала от возникающих рентгеновских излучений.
Первый текущий и средний ремонт оборудования РУ должен производиться в сроки, указанные в технической документации заводов-изготовителей. Периодичность последующих средних ремонтов может быть изменена, исходя из опыта эксплуатации. Изменение периодичности ремонтов по присоединениям, находящимся в ведении диспетчера энергосистемы, осуществляется решением технического руководителя AO-энерго, а по остальным присоединениям — решением технического руководителя энергообъекта.
Текущий ремонт оборудования РУ, а также проверки его действия (опробования) должны производиться по мере необходимости в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта.
После исчерпания ресурса должен производиться средний ремонт оборудования РУ независимо от продолжительности его эксплуатации.
Испытания электрооборудования РУ должны быть организованы в соответствии с «Нормами испытания электрооборудования».
4.3. Трансформаторные подстанции 6—110/0,4 кВ
4.3.1. Типовые схемы распределительных сетей 0,4—110 кВ сельской местности
Типовые схемы распределительных сетей 6—110 кВ. Распределение электроэнергии между населенными пунктами в сельской местности осуществляется преимущественно по воздушным трехпроводным линиям. Исключение составляют мелкие однофазные потребители, которые присоединяются к трехфазным линиям посредством двухпроводных однофазных линий. Для распределительных линий обычно используют напряжение 10 кВ, реже 6 кВ. В отдельных случаях, если расстояния между источниками электроэнергии и населенными пунктами большие, для промежуточных распределительных сетей применяют напряжение 35 кВ.
На потребительских трансформаторных подстанциях передаваемое линейное напряжение понижается до 380 В. Первичную и вторичную обмотку применяемых силовых потребительских трансформаторов часто соединяют по схеме «звезда — звезда» с выведенной нулевой точкой.
Линии напряжением 380/220 В с заземленной нейтралью называются линиями низкого напряжения. При низком напряжении 380/220 В тепловые потери электроэнергии в линии относительно велики. Поэтому потребительские подстанции сооружают в центре потребителей так, чтобы длина линии низкого напряжения не превышала 1 км.
Потребительские трансформаторные подстанции разделяются на три типа: комплектные, закрытые и мачтовые. Тип потребительских подстанций выбирается в зависимости от местных условий. В комплектных подстанциях вся высоковольтная и низковольтная аппаратура монтируется на заводе, и подстанции на место строительства поступают в готовом виде, т.е. в комплекте. Аппаратура управления комплектных подстанций помещается в металлическом шкафу, который разделен на две части: верхнюю — для аппаратуры высокого напряжения и нижнюю — для низкого напряжения. Силовой трансформатор устанавливают позади шкафа Такую комплектную подстанцию монтируют на фундаменте высотой 1,8 м.
Закрытые трансформаторные подстанции строят в крупных населенных пунктах или в местах, где воздух сильно загрязнен (пары кислот, угольная пыль и т. д.) В сельской местности наибольшее распространение имеют подстанции мачтового типа, которые просты и безопасны в работе.
Схемы распределительных сетей. Распределительные сети городов и сети сельскохозяйственного назначения состоят из трансформаторных подстанций (ТП), распределительных пунктов (РП), распределительнотрансформаторных пунктов (РТП), пунктов секционирования (СП), линий электропередачи (кабельных и воздушных), а также сети низшего напря
жения 0,23-0,4 кВ, отходящей от сборных шин низшего напряжения ТП (РТП) к вводным устройствам потребителей.
Распределительные сети 6-10 кВ получают питание от центров питания (ЦП) — это главным образом подстанции 35-220 кВ энергосистем. На рис. 4.3.1. показана схема питания распределительной сети от энергосистемы. От ЦП в распределительную сеть электроэнергия передается непосредственно на шины ТП или через шины РП (распределительного устройства), предназначенные для приема и распределения электроэнергии на одном напряжении без ее трансформации. В отличие от РП РТП служат не только для приема и распределения электроэнергии, но и для ее трансформации. Линии, отходящие от шин ЦП к РП, РТП и ТП называют питающими. Они не имеют ответвлений на всем протяжении. Линии, отходящие от РП к ТП и соединяющие их между собой, называют распределительными. К распределительным относят также линии 0,23-0,4 кВ, подающие электроэнергию к вводам электроустановок потребителей
В построениях распределительных сетей 6—10 кВ можно выделить типовые схемы, приведенные на рис. 4.3.2. Однако эти схемы в том виде, как они показаны на рисунке, встречаются крайне редко. Схемы реальных распределительных сетей достаточно сложны и представляют собой комбинации типовых схем с большим числом ответвлений от воздушных линий. Сложность структур распределительных сетей объясняется их историческим развитием, а также сооружением в последние годы значительного числа новых сельскохозяйственных, промышленных и социальных объектов, что не всегда согласовывалось с требованиями технико-экономической целесообразности.
Одним из основных требований, предъявляемых к распределительным сетям, является требование высокой надежности и бесперебойности элект-
ЦП ТП
Рис. 4.3.1. Схема участка сети, получающего питание от энергосистемы: Wl, W2, W3 — питающие линии
Шины ВН: ТП,ЗТП, КТП, КТПП
Рис. 4.3.2. Типовые схемы распределительных сетей 6—10 кВ: a — радиальная; б — магистральная; в, г — петлевые (с двумя и одним источником питания соответственно)
роснабжения потребителей в нормальном, ремонтном и аварийном режимах работы. Надежность электроснабжения повышают секционированием сложных сетей и резервированием наиболее ответственных потребителей и менее надежных элементов схем.
Наиболее простой и дешевой схемой электроснабжения является радиальная тупиковая (рис. 4.3.2, а). Такая схема надежна, так как при повреждении и ремонте любого элемента схемы — линии, оборудования — электроприемники будут оставаться без электроэнергии. Схема может применяться для электроснабжения потребителей и токоприемников III категории надежности.
Для потребителей II и III категории может использоваться кольцевая схема электроснабжения, показанная на рис. 4.3.3. При повреждении любой из распределительных линий электроснабжение восстанавливают ручным отключением поврежденной линии (или оборудования) и включением резервной линии. В кольцевой схеме электроснабжения предусматриваются места нормального разрыва (деления) сети, в которых коммутационные аппараты (разъединители и выключатели) постоянно отключены. Они включаются при необходимости подачи электроэнергии от резервной линии в случае повреждения основной линии или ее отключения для ремонта. Перерыв электроснабжения при такой схеме допускается на время, необходимое для отключения поврежденного участка и производства переключений (примерно 2 ч).
Если входящие в кольцевую схему распределительные линии подключены к независимым источникам питания (РУ 6-10 кВ двух различных
Рис. 4.3.3. Кольцевая автоматизированная схема электроснабжения
подстанций 35-110 кВ), то схема рис. 4.3.4. может использоваться для внешнего электроснабжения трансформаторных подстанций 6—10/0,4 кВ, питающих потребителей I категории. Она же применяется при значительном числе потребителей, когда в кольцевую схему включается несколько трансформаторных подстанций (ТП) с потребителями I категории. От ука-
ТП2
Рис. 4.3.4. Схема автоматизированной распределительной сети
занных подстанций могут отходить линии 6-10 кВ, предназначенные для питания других, менее ответственных потребителей.
В распредустройстве 10 кВ трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ проходного типа (рис. 4.3.3,а), как правило, предусматривается установка двух выключателей с тем, чтобы выполнить подключение ТП по схеме «вход — выход» В качестве выключателей могут применяться в отдельных случаях и выключатели нагрузки с автоматическим приводом. Так, на ТПЗ, где выполнен нормальный разрыв кольцевой линии и имеется устройство автоматического выключения резерва (АВР), со стороны основного питания этой ТПЗ может использоваться выключатель нагрузки Q2. Выключатель автоматически отключается от защиты минимального напряжения при потере питания со стороны основного источника питания, а ТПЗ получает питание после включения масляного выключателя Q1 со стороны резервного источника питания. Для отключения глухих отпаек с целью повышения надежности питания ТП необходимо применять автоматически отключаемый аппарат (масляный выключатель, оборудованный релейной защитой, выключатель нагрузки с предохранителями и т.д.).
В кольцевых схемах, автоматизированных путем установки секционных масляных выключателей Q1 в двухтрансформаторных ТП с потребителями I категории (рис. 4.3.3,б), достигается существенная экономия масляных выключателей. При наличии АВР 0,4 кВ непосредственно у потребителя I категории его внешнее электроснабжение от закрытой трансформаторной подстанции (ЗТП), включенной в кольцевую автоматизированную схему по рис. 4.3.3. обеспечивает достаточную степень надежности. Кольцевая схема обеспечивает экономию средств при сооружении сети за счет отказа от строительства отдельных дополнительных линий для резервирования электроснабжения потребителей I категории.
Вместе с тем недостатком кольцевой схемы с несколькими последовательно установленными выключателями, является необходимость оснащения выключателей дистанционными или направленными защитами или специальными комплектами автоматики, достаточно сложными в наладке, требующими квалифицированного обслуживания и необходимости перестройки уставок при изменении схемы или параметров сети.
Об автоматизации кольцевых (петлевых) схем ВЛ 6-10 кВ смотрите ниже в этом разделе, где приведены разновидности петлевых схем с применением как силовых выключателей, так и выключателей нагрузки (в качестве отделителей), установленных в ЗТП.
Для электроснабжения потребителей I категории, имеющих большую нагрузку (более 200 кВт), может применяться двухлучевая схема питания (рис. 4.3.5). На рис. 4.3.5, д показана двухлучевая схема питания потребителя с устройством АВР на напряжении 6-10 кВ, обеспечивающим сохранение питания каждой ТП при потере основного питания. В схеме рис 4.3.5, б требуемая надежность электроснабжения обеспечивается так-
РП1 РП2
h=d I-I КН I I l°l
Г • Существующая сеть ' [
♦ HI КН— I I
Новая сеть
Рис. 4.3.5. Двухлучевая схема распределительной сети(пояснения в тексте)-а...з — варианты применения двухлучевых схем;
и — полная двухлучевая схема
Примечание: На КС Харьковского завода ТП2 основной контактор питания расположен внизу, а резервный— вверху ( в отличие от КС, изготовленных на C-Петербургском и Чебоксарском Э.М.З. и ТПЗ)
Рис. 4.3.5. Окончание
1 — сборка 6-10 кВ РУ1; 2 — то же в РУ2; 3 — перемычка между сборками РУ1 и РУ2; 4 — контактор основного питания; 5 — то же резервный; 6 — сборка 0,4 кВ на 10 присоединений, в том числе и ввод с КС; 7 — перемычка между сборками 0,4 кВ;
Н — металлическая накладка (съемная на болтах)
же АВР на стороне 0,4 кВ (рис. 4.3.5,в) — в случае отключения одной из линий, а с ней и одного из трансформаторов ТП, питание всей нагрузки потребителя осуществляется от одного трансформатора. Присоединения ТП должны соответствующим образом чередоваться вдоль распределительной линии, чтобы достигнуть лучшего использования пропускной способности линии. Двухлучевые схемы при электроснабжении потребителей сельского хозяйства широкого применения не получили из-за того, что, как правило, потребители удалены на значительное расстояние от питающих центров и сооружение второй линии для реализации этих схем часто невозможно или нецелесообразно. Вместе с тем внутриплощадочные сети 6-10 кВ в случаях, когда на ограниченной площади (центральная усадьба совхоза, жи
вотноводческий комплекс) располагаются несколько ТП, целесообразно выполнять по двухлучевым схемам.
На рис. 4.3.5, а показан принцип построения схемы.
При двухлучевой схеме питание трансформаторных пунктов (ТП) должно осуществляться, как правило, от разных распределительных пунктов (РП) или от разных секций одного РП (рис. 4.3.5,б) даже в том случае, если секции РП нормально соединены между собой. Это позволяет производить ремонт ТП без прекращения питания потребителей, а также сокращает время ликвидации аварии при повреждении шин РП.
При сооружении новых участков сети применяется способ питания ТП непосредственно от шин питающего центра (ТЭЦ, подстанции 110 кВ) без сооружения распределительных пунктов. Это дает возможность снизить общую стоимость сети, хотя при этом и несколько затрудняется отыскание места повреждения при большом количестве ТП в магистрали.
Для увеличения пропускной способности магистралей в нормальном режиме три и более магистральных линии рекомендуется переплетать по двухлучевой схеме, как показано на рис. 4.3.5, в.
Для повышения надежности работы сети создания повторного резервирования двухлучевой схемы при повреждении и выводе в ремонт одного из лучей желательно иметь продольные нормально разомкнутые связи между концами близлежащих магистралей (рис.4.3.5, г).
При переоборудовании существующей радиальной сети по двухлучевой схеме следует максимально использовать все действующие линии, имеющиеся на данном участке сети. На рис. 4.3.5Д показано использование в качестве второго луча для радиальной линии проходящего вблизи от нее кабеля связи между РП. Основное назначение этого кабеля связи как резервной линии для РП, где имеется устройство АВР на высоком напряжении, при этом не нарушается.
Для узловых ТП радиальной сети создание двухлучевой схемы питания этих ТП достигается делением сети в них (рис. 4.3.5,е). Двухлучевую схему в радиальной сети можно создать также с помощью поперечных перемычек (рис. 4.3.5,ж). Дополнительная прокладка кабеля от ТП1 до ТП2 позволяет автоматизировать сразу обе ТП.
При сооружении новых участков сети по двухлучевой схеме также необходимо использовать существующие радиальные линии, что дает значительную экономию средств. На рис. 4.3.5,з показан пример использования существующей сети при сооружении новой
Таким образом, используя существующие радиальные сети в сочетании с вновь приложенными дополнительными линиями, можно обеспечить оптимальную надежность сети.
На рис. 4.3.6 приведены схемы включения отдельных ТП 6—10/0,4 кВ непосредственно с РП 6—10 кВ.
РП1 РП2 РП1 РП2
Рис.4.3.6. Схемы электроснабжения трансформаторной подстанции с АВР на стороне напряжения 6—10 кВ а — на выключателе линии;
б — на секционном выключателе
Резервированием сетей предусматривается подача напряжения на электроустановку от резервного источника в случае аварийного или планового отключения основного источника питания. Резервными источниками питания могут быть линии электропередачи, трансформаторы, секции шин, а также автономные источники питания — дизельные и бензиновые электростанции, устанавливаемые у потребителей. Перевод питания на резервный источник может осушествляться вручную или автоматически с помошью устройств АВР.
По месту своего расположения АВР могут быть местными и сетевыми. Местные АВР находятся в пределах одной подстанции (например, АВР на секционном выключателей) или вблизи нее, а сетевые АВР — в различных точках сети и обеспечивают при своем срабатывании восстановление питания участков сети с рядом подстанций.
Общий вид пункта АВР и секционирования для воздушных линий 6—10 кВ с двусторонним питанием показан на рис. 4.3.7. Шкаф 3 установлен на площадке для обслуживания 2, размещенной между двумя анкерными опорами 5. К вводам шкафа, в котором установлен выключатель с пружинным приводом, трансформаторы тока и напряжения, устройства релейной защиты и автоматики (выполненные на переменном оперативном токе, а в некоторых случаях с применением батарей конденсаторов), подведены провода от выносных разъединителей 4 с приводом 1. С другой стороны выносные разъединители подсоединены проводами 6 к воздушным линиям. Отключением выносных разъединителей создается видимый разрыв цепи для безопасного производства ремонтных работ. В качестве пунктов секционирования и АВР используются также и закрытые трансформаторные подстанции (ЗТП) Для них выпускаются специальные комплектные распределительные устройства серии КСО с масляными и вакуумными выключателями и выключателями нагрузки.
Секционирование ВЛ 6—10 кВ. Для повышения надежности электроснабжения потребителей в случаях повреждений и при проведении планово-предупредительных ремонтов линий применяется их секционирование, которое весьма эффективно в сочетании с АПВ.
Рис. 4.3.7. Пункт АВР и секционирования для воздушной линии 6-10 кВ с двухсторонним питанием, выполненный с использованием оборудования серии КРУН (КРН-10):
1 — привод разъединителя; 2 — площадка обслуживания КРУН; 3 — КРУН; 4 — разъединитель; 5 — опора ВЛ 6—10 кВ; 6 — провода ВЛ к разъединителю
Для секционирования линию разбивают на участки, в начале которых устанавливают аппараты, отключающие их при авариях. При этом неповрежденная часть линии продолжает нормально работать. Секционирование линий в одной точке позволяет при авариях включать потребителей, расположенных между этой точкой и источником питания.
Действия всех секционирующих аппаратов согласовываются между собой и с действием головного выключателя. В качестве секционирующих аппаратов используют силовые сетевые выключатели различных конструкций и автоматические отделители. В современных конструкциях секционирующих пунктов, особенно магистральных, применяют силовые выключатели.
Например, секционирование линии с помощью автоматического аппарата, например, выключателя, установленного в КРУН-10 типа КРН-10 (см. рис. 4.3.7.) позволяет существенно повысить надежность электроснабжения потребителей, присоединенных к линии между головным выключателем Q и секционирующим аппаратом.
В настоящее время используется специально разработанное и снабженное соответствующей аппаратурой для СП комплектное распределительное устройство наружной установки К-102.
Шкафы КРУН серии К-102 автоматически отделяют поврежденный участок электрической сети со всеми подстанциями. Эти устройства, рассчитанные на номинальные напряжения 6, 10 кВ и ток 320 А, имеют стационарно установленное электрооборудование Конструкция шкафов рассчитана на обслуживание электрооборудования главной цепи только при полностью снятом напряжении с двух сторон питания.
Шкаф серии К-102 (рис 4.3.8.) состоит из сборной металлоконструкции с вакуумными выключателями, трансформаторами тока и аппаратурой
Примечание. В целях обеспечения надежной работы изоляции на железобетонных опорах ВЛ 6-10 кВ рекомендуется применить по два подвесных изолятора на одну фазу линии или по одному штыревому изолятору ШФ20-В.
Рис. 4.3.8. Установка шкафа КРУН серии К-102:
1 — элемент разъединительного пункта ТП; 2 — провод АС; 3 — аппаратный зажим АГА, 4 — рама сетчатого ограждения; 5 — монтажная площадка;
6 — швеллер для установки шкафа; 7 — шкаф К-102; 8 — разрядник РВО-10;
9 — трансформатор собственных нужд
вспомогательных цепей. На крыше шкафа смонтированы разрядники 8 и трансформатор собственных нужд 9. Шкаф разделен сложной перегородкой на два отсека: электрооборудования высокого напряжения и вспомогательных цепей. В отсеке электрооборудования расположены выключатель, трансформаторы тока и ошиновка к изоляторам проходного типа, установленным на крыше. В отсеке вспомогательных цепей размещены: привод управления выключателем, устройства защиты, автоматики и сигнализации. На боковую стенку шкафа вынесены кнопочный пост управления приводом выключателя с места и стрелочный указатель положения выключателя «Включено», «Отключено»,
С двух сторон шкафа имеются монтажные люки (один люк закрывает доступ в отсек высокого напряжения, другой — в отсек вспомогательных цепей), через которые запрещается проникать внутрь, без снятия напряжения с подводящих питание линий высокого напряжения и их заземления Для снятия напряжения отключают выключатель штангой с земли через выведенные наружу кнопки управления, а оба разъединителя, установленные вверху на опорах, — своими приводами.
В качестве еще одного примера секционирования ВЛ 6-10 кВ приведем секционирующий пункт, выполненный с применением выключателя нагрузки ВНРН-10 (рис. 4.3.9.)
Основные технические параметры
выключателя нагрузки типа ВНРН-10-2/63У1:
Номинальное напряжение, кВ................ 10
Номинальный ток,......................... 100
Коммутируемый ток нагрузки, А.............63
Ток сквозного короткого замыкания, кА..... 5
Ток термической стойкости, кА.............2
Максимальная толщина стенки гололеда, мм..20
Габариты, мм: ширина............... ...............630
высота................ . 570
длина................................ 1620
Масса, кг: выключателя.......... .....40
привода ............ ................ 50
Выключатель нагрузки — разъединитель ВНРН-10-2/63У1 изготавливает Белгородский электромеханический завод и другие заводы.
Рис. 4.3.9. Секционирующий пункт с выключателем нагрузки разъединителем ВНРН-10-2/63У1
Секционирующий пункт установлен на железобетонной опоре с подкосом. Выключатель ВНРН-10-2/63У1 расположен в верхней части опоры, выше горизонтально размещенных проводов ВЛ 10 кВ, что позволяет присоединить выключатель к ВЛ 10 кВ с помощью коротких шлейфов, исключающих как взаимное сближение проводов, так и сближение их с заземленными частями опоры. Такое взаимное расположение проводов и коммутационного аппарата позволит также отказаться от применения дополнительных изоляторов. Кроме того, размещение выключателя на опоре обеспечивает равномерное распределение нагрузки от его массы на опору.
Включение и отключение выключателя ВНРН-10-2/63У1 производятся ручным приводом, состоящим из двух отдельных вантовых тяг, изготовленных из круглой оцинкованной стали диаметром 6 мм и зафиксированных снизу и сверху с помощью кронштейнов.
Каждая тяга включает в себя восемь звеньев, семь из которых имеют одинаковую длину, а восьмое — отличную от них. Это объясняется различной длиной рычагов привода: рычаг «Включено» имеет длину 350 мм и угол поворота 90°, «Отключено» — соответственно 200 мм и 45°. Длина рабочего хода тяг также различна, что должно учитываться при монтаже выключателя
Выключатель нагрузки ОВС-Ю (рис. 4.3.10, а) — разъединитель наружной установки с электродвигательным приводом и блоком автоматического управления предназначен для секционирования линий 10 кВ и для схем АВР.
Аппарат предназначен для выполнения следующих функций:
✓ с ручным приводом — для оперативного (ручного) секционирования магистрали линии и ответвлений от нее;
✓ с блоком питания и электродвигательным приводом для:
• местного (от кнопки) и дистанционного управления секционирующим аппаратом (телеуправления);
• осуществления АВР в схемах электроснабжения ответвленных потребителей;
✓ с блоком питания, электродвигательным приводом и специальным блоком управления для использования в системе автоматического выделения поврежденного участка, повышающей надежность электроснабжения и значительно облегчающей условия эксплуатации.
В секционирующих пунктах наряду с выключателями ОВА-Ю применяют разъединители типа РЛНТ-10/400У1 (рис. 4.3.10, б).
Принципы построения электрических сетей. Рационально построенная электрическая сеть должна обеспечивать нормативные уровни надежности электроснабжения потребителей, нормированное качество электроэнергии, электробезопасность элементов сети, минимальные затраты на их обслуживание и ремонт. Кроме того, при построении электросети должны быть учтены перспективный рост электрических нагрузок и возможность ее автоматизации.
Анализ различных принципов построения электрических сетей, используемых в системах электроснабжения городов, промышленных предприятий, не только в нашей стране, но и за рубежом показал, что ряд широко распространенных электрических схем без внесения в них существенных изменений, учитывающих специфику сельскохозяйственных потребителей, неприемлем для электроснабжения сельских потребителей.
Наиболее эффективен для электрических сетей напряжением 10 кВ, сооружаемых в средней полосе европейской части Российской Федерации, магистральный принцип построения, характеризующийся петлевой схемой
Стойка железобетонная "" типа СВ-105 ~~
Рис. 4.3.10. Секционирующий пункт: а — с выключателем-разъединителем типа ОВС-Ю;
б — с разъединителем типа РЛНТ-10/400У1
с ответвлением. Для осуществления перехода от радиальной схемы построения сети к магистральной на ВЛ 10 кВ выделяется главное направление (магистраль) — от шин одной подстанции до шин другой подстанции. На магистрали устанавливают устройство автоматического включения резерва, секционирующие аппараты и ликвидируют лишние перемычки. Магистральная ВЛ 10 кВ должна иметь только один источник питания, при этом сокращается количество нерезервируемых ответвлений, которые сводятся в узлы. В этих узлах удобно создавать пункты управления близлежащим участком
Рис. 4.3.10. Окончание
сети. Такими пунктами могут служить опорные трансформаторные подстанции (ОТП) 10/0,4 кВ, подсоединяемые в рассечку магистрали и имеющие развитое распределительное устройство 10 кВ или распределительные пункты (РП). Последние в дальнейшем могут быть использованы как распредустройства 10 кВ понизительной подстанции 35(110)/10 кВ.
В ОТП и РП размещают устройства автоматического секционирования или резервирования, ячейки отходящих линий 10 кВ. От шин РУ 10 кВ ОТП или РП целесообразно обеспечивать электроэнергией потребителей, расположенных от них на расстоянии не более 2...2,5 км. Кроме того, в ОТП или РП устанавливают аппаратуру автоматики, телемеханики, приборы определения расстояний до места повреждения, что дает возможность осуществлять комплексную автоматизацию сельских электрических сетей.
При переходе от радиального к магистральному принципу построения электрических сетей 10 кВ с ОТП и РП, оснащенными дорогостоящей аппаратурой, возникает необходимость в координации уровней электроснабжения сельских потребителей как при одиночных отказах, так и при массовых авариях. Одиночные отказы могут быть вызваны повреждениями элементов
сети Отрицательные последствия этих отказов можно свести к минимуму путем резервирования, секционирования электрических сетей и применения в них средств автоматики и телемеханики. Массовые аварии, как правило, сопровождаются большим количеством повреждений воздушных линий, происходящих в одно время и расположенных в одной зоне. Следует отметить, что на ближайшем этапе развития сельских электросетей повсеместный переход на кабельные линии 10 кВ не ожидается, поэтому для повышения надежности воздушных линий электропередачи следует увеличить их механическую прочность.
С этой целью усиливают конструкции опор магистральных линий. Магистральные ВЛ 10 кВ, подходящие к узлам нагрузки, где в перспективе намечается сооружение разукрупняющей подстанции 35(110)/ЮкВ, рекомендуется строить в габаритах 35/110 кВ с подвесной изоляцией и стале-алюминевыми проводами сечением не менее 95 мм2. На других магистральных линиях применяют опоры с повышенной механической прочностью (изгибающий момент поперек линий составляет 50...60 кН*м) и усиленными проводами марок АС, АЖ. Для увеличения механической прочности опор ВЛ 10 кВ, а также для адаптации линий к изменяющимся электрическим нагрузкам применяют провод одного сечения (не менее 50 мм2).
Электрическая сеть 10 кВ, выполненная по указанному принципу, удовлетворяет условиям рационального построения сети. Взаимная увязка технических решений, используемых в сетях 10 и 35 (ПО) кВ, достигается тем, что сеть 35 (ПО) кВ строится таким образом, чтобы имелась возможность осуществить резервное электроснабжение любого потребителя от независимого источника, при этом обеспечение нормативных требований, предъявляемых к надежности электроснабжения потребителей, осуществляется в сети 10 кВ.
Внедрение магистрального принципа построения сельских сетей потребует увеличения капиталовложений на их строительство на 25...30%. Однако эти затраты быстро окупятся за счет повышения надежности электроснабжения сельских потребителей.
Наиболее перспективным способом повышения надежности работы схемы ВЛ-ТП можно считать внедрение защищенных изоляцией проводов на ВЛ-0,4 и 6-10 кВ соответственно марок АМКА и АХ,SAX и SAXKA. Этот перспективный способ надо использовать не только при строительстве, но и при ремонте ВЛ (замена неизолированных проводов на защищенные изоляцией).
Основные технические направления развития электрических сетей. Развитие существующих и появление новых сельскохозяйственных объектов, расширение области применения на селе электроэнергии, а также повышение требований к надежности и качеству электроснабжения как
новых, так и действующих сельскохозяйственных потребителей предопределяет необходимость дальнейшего развития электрических сетей сельскохозяйственного назначения на приоритетных началах.
Институтом «Сельэнергопроект» совместно с ССО «Сельэлектросетьст-рой», Главэлектросетью и ВНИИ «Информэлектро» разработана концепция развития электрических сетей, предусматривающая:
/ приоритетное развитие сетей напряжением 35—110 кВ по отношению к сетям 10 кВ; более интенсивное применение ВЛ 35-110 кВ, временно используемых на напряжении 10 кВ, для электроснабжения крупных населенных пунктов (300 дворов и более);
/ сооружение глубоких вводов, позволяющих приблизить питающую сеть высокого напряжения к потребителям, уменьшить число ступеней трансформации электроэнергии от источника к приемнику и снизить потери электроэнергии;
/ применение магистрального принципа построения электросетей 10 кВ;
/ использование на всей протяженности ВЛ 0,4 кВ проводов одного сечения. Сечения фазных проводов следует принимать не менее 50 мм2 с последующим (поэтапным) увеличением их к 2005 г. до 95 мм2;
/ повышение пропускной способности сельских электросетей путем установки трансформаторов большей мощности или сооружения разукрупняющих ПС 10/0,4 кВ, 35/10, 110/10 и 110/35/10 кВ;
/ использование многоцепных ВЛ, а также подвески проводов ВЛ разных классов напряжений на одной опоре;
/ применение автономных источников, предназначенных для резервного электроснабжения наиболее ответственных потребителей I и II категорий надежности:
/ разработку, освоение и внедрение на ВЛ 0,4-35 кВ конструкций опор повышенной механической прочности с оптимальными параметрами;
/ более широкое применение кабельных линий напряжением 0,4-10 кВ, проводов с улучшенными электромеханическими характеристиками (самонесущих изолированных проводов);
/ разработку и освоение новых конструкций трансформаторных подстанций (блочного, столбового и киоскового исполнения) и подстанций 35-110/10 кВ с закрытым распредустройством 10 кВ, смонтированным из укрупненных блоков повышенной заводской готовности, а также распределительных устройств напряжением 10-35 кВ с вакуумными и элегазовыми выключателями;
Z разработку новых разъемных соединений, предназначенных для выполнения работ на ВЛ и в распредустройствах без снятия напряжения;
✓ разработку и внедрение в электросетевое строительство новых электротехнического оборудования (силовых трансформаторов 10/0,4 кВ в герметичном исполнении, оборудования с повышенными межремонтными ресурсами) и строительных материалов (стеклопластика, пластмассы, полимерной изоляции);
✓ компенсацию реактивной мощности путем установки батарей статических конденсаторов в электросетях и непосредственно у потребителей (с целью снижения потерь электроэнергии);
✓ оснащение электрических сетей устройствами автоматического секционирования и включения резерва;
✓ внедрение комплектных устройств релейной защиты, выполненных на микропроцессорной базе;
/ оборудование сети напряжением 35-110 кВ средствами связи и телемеханики в полном объеме, сети 10 кВ — частично (телеуправление и телесигнализация узловых трансформаторных подстанций 10/ 0,4 кВ и РП 10 кВ и др.).
Кроме того, намечается разработка и освоение нетрадиционных и возобновляемых источников энергии (малые ГЭС, ветро- и гелиоустановки) для обеспечения нужд сельскохозяйственных потребителей.
Типовые схемы распределительных сетей 0,4 кВ сельской местности. В населенных пунктах сельской местности применяют чаще всего радиальные линии 0,4 кВ, а для питания крупных ответственных потребителей (крупные животноводческие комплексы, мастерские, зернотока и др.) — петлевые линии 0,4 кВ (см. рис. 4.3.18,0 и б).
В 1995 г. в «Мосэнерго» и в других энергосистемах начали применять схему питания потребителей от отдельных индивидуальных ТП 6-10/0,4 кВ, предназначенных для непосредственного включения одного-двух потребителей. Вместо традиционной линии 0,4 кВ от ТП 6-10/0,4 кВ прокладывается от РП 6 кВ воздушная линия 6-10 кВ по улице населенного пункта, а около здания потребителя устанавливается прямо на опоре ВЛ 6—10 кВ трансформатор мощностью 10, 25, 40, 63 кВ, в зависимости от величины включаемой нагрузки. Как правило, ВЛ 6-10 кВ выполняется проводами марки АХ, SAX от трансформатора до здания — проводами АМКА или аналогичными отечественными проводами.
Такая схема позволяет, по сравнению с традиционными схемами, приблизить вплотную к потребителям сеть 6-10 кВ, включить потребителя от своего трансформатора
Снижается величина потери электроэнергии, уменьшается число аварийных отключений потребителя в отдельности, снижается число плановых отключений в ремонт в сети 0,4 кВ и др.
4.3.2. Типовые схемы распределительных сетей 0,4—10 кВ в городах
Типовые схемы распределительных сетей 6—10 кВ в городах и перспектива их развития. В городских электросетях сооружаются преимущественно отдельно стоящие трансформаторные подстанции (ТП), питаемые от распределительных пунктов (РП) 6-10 кВ по петлевой или двухлучевой схеме. Распределительные устройства (РУ) 6-10 кВ РП имеют две секции, питающиеся по кабельным линиям (одиночным или сдвоенным сечением 185...240 мм2) от разных секций РУ 6-10 кВ одного центра питания (ТЭЦ и подстанции 35—110 кВ) или от разных центров. На секционном выключателе в РП предусматривается устройство двухстороннего автоматического включения резерва (АВР) (см. рис. 4.2.1...4.2.5.).
В ТП устанавливаются, как правило, два трансформатора мощностью по 400...630 кВ*А. Петлевая схема питания потребителей применяется при малоэтажной застройке города с электроприемниками второй и третьей категорий по степени надежности, а двухлучевая схема — в районах многоэтажной застройки с хорошо развитой городской инфраструктурой, где достаточно много электроприемников первой категории (рис. 4.3.11, г и 4.3.11, ж)
По условиям термической стойкости кабельные линии, питающие ТП, имеют сечение 70...95 мм2. Строительная часть ТП обычно выполняется из сборного железобетона и реже — из кирпича. В распределительных устройствах 6... 10 кВ ТП устанавливаются камеры КСО с выключателями нагрузки, а в РУ 0,4 кВ — щиты ЩО с рубильниками и предохранителями ПН.
В типовых проектах трансформаторных подстанций РУ 6-10 кВ и РУ 0,4 кВ размещаются в отдельных помещениях с коридорами обслуживания. Площадь ТП из-за больших габаритных размеров применяемого оборудования и принятой компоновки составляет 60...70 м2, а с учетом устройства специальных подъездных дорог к ТП и необходимых зон удаления от других зданий для размещения одного отдельно стоящего ТП требуется примерно 500 м2 весьма дефицитной территории в микрорайонах жилой застройки.
В трансформаторных подстанциях, питаемых по двухлучевой схеме, на секционном выключателе нагрузки устанавливается устройство АВР (в типовых проектах Гипрокоммунэнерго в ТП с АВР используются масляные выключатели). В целом даже в крупных городах двухлучевая схема с устройствами АВР в ТП применяется довольно ограниченно (до 10...20% общего числа ТП в городской электросети). Исключение составляют городские электросети Москвы и Санкт-Петербурга, где все вновь сооружаемые ТП питаются по двухлучевой схеме и оснащаются устройствами АВР.
Применяемые в Москве ТП имеют несколько существенных конструктивных отличий от ТП в других городах нашей страны.
Рис. 4.3.11. Схемы питания ТП 6—10 кВ городов и крупных населенных пунктов: а — одной кабельной линией; б — расщепленной линией; в — раздельными линиями; г — линиями с разных распределительных пунктов; д — раздельными лучами; е — с устройством АВР на стороне высшего напряжения;
ж — с устройством АВР на стороне низшего напряжения; з — АВР на стороне 6-10 кВ; и — на стороне 0,4 кВ (см. рис. 4.3.5, б)
В качестве РУ 6-10 кВ используется сборка высокого напряжения с однополюсными разъединителями и вертикальным расположением фаз одного присоединения и одна камера КСО с выключателем нагрузки и предохранителем ПК (ВНП) для подключения трансформатора. Сборка шириной 1,4 м имеет четыре-пять присоединений (две кабельные линии, перемычка между секциями и одно резервное присоединение) и заменяет РУ из четырех камер КСО длиной 4 м.
Для РУ 0,4 кВ применяются сборки низкого напряжения с предохранителями ПН и вертикальным расположением фаз одного присоединения. Сборка шириной 1,4 м имеет 10 присоединений и заменяет РУ из трех шкафов ШО длиной 2.4 м.
Устройство АВР выполняется на стороне 0.4 кВ на контакторах /ном = 600... 1000 А.
Трансформатор и все электрооборудование размещаются в общем помещении (зале), т. е. используется «зальный» принцип компоновки оборудования. Трансформатор отделен от помещения РУ 10 и 0,4 кВ перегородкой с проемами и сетчатой дверью, через которую можно войти в отсек трансформатора для его осмотра. Он подогревает воздух во всем помещении, создавая благоприятные условия для надежной работы фарфоровой изоляции 10 кВ.
Строительная часть ТП на два трансформатора по 630 кВ*А выполняется из двух объемных железобетонных блоков. Все электрооборудование монтируется в блоках на заводе (за исключением трансформаторов), блоки перевозятся и устанавливаются на подготовленный фундамент.
Компоновка оборудования и принципиальная электрическая схема ТП, применяемых в г. Москве, показаны на рис. 4.3.12. За счет использования сборок высокого и низкого напряжений и установки их в общем зале площадь ТП (двух блоков) составляет всего 44 м2 и имеется возможность ее уменьшения до 35 м2 при использовании камеры КСО-386 и сокращения расстояний между оборудованием в зоне его обслуживания до минимальных допустимых ПУЭ размеров.
Даже используя камеры КСО-386 и щиты ЩО-70 при размещении их в общем зале, можно иметь ТП площадью до 40 м2. Устройства АВР на стороне 0,4 кВ на контакторах с 1НОМ = 600... 1000 А в других городах применяются неоправданно редко без достаточных на то оснований. Ссылки на трудности с приобретением контакторных станций, специально выпускаемых для этих целей Чебоксарским электроаппаратным заводом, весьма неубедительны, так в Минске эта проблема решена, и АВР на контакторах применяется довольно широко.
Преимущества же АВР на контакторах для трансформаторов мощностью 400 и 630 кВ*А достаточно очевидны: в зону резервирования входит сам трансформатор, схема работает с малым временем действия (0,2 с) и с
a
Рис. 4.3.12. Принципиальная электрическая схема (а) и компановка оборудования (б) в отдельно стоящих ТП 2x630 кВ • А, применяемых в Москве
самовосстановлением, она более надежна и проще в обслуживании. Имеется положительный опыт работы 20 тыс. таких устройств АВР в Москве в течение нескольких десятков лет.
Анализируя сорокалетний опыт применения в Московской городской электросети двухлучевой схемы с устройствами АВР во всех ТП, следует отметить и недостатки такой сплошной автоматизации по сравнению с выборочной, т. е. использованием смешанной сети по петлевой и двухлучевой схемам
При сплошной автоматизации значительно (примерно в 1,5 раза) увеличивается протяженность сети 6-10 кВ, нерационально используется проводниковый материал, так как сечение кабелей распределительной сети выбирается по условию термической стойкости к току КЗ, что помимо роста капитальных затрат приводит к увеличению средств на эксплуатацию и ремонт электрической сети. То же самое можно сказать о затратах на установку устройств АВР и их обслуживание.
Следует отметить недостатки отдельно стоящих ТП:
/ нерациональное использование дефицитной территории жилой застройки (до 500 м2) для размещения одного ТП, которая могла бы стать детской или спортивной площадкой, зоной зеленых насаждений и т.
Д-;
/ неэстетичность бетонных или кирпичных коробок ТП в интерьере современных застроек;
/ большие затраты средств и труда персонала на поддержание строительной части ТП в удовлетворительном состоянии;
/ неудобства при установке и замене трансформаторов мощностью 400...630 кВ*А (масса 2...3 т) с использованием самоходного крана, для которого необходимо устройство временной площадки перед дверью камеры трансформатора;
/ большая протяженность электрической сети 0,4 кВ (не менее 30% общей протяженности сети 0,4-10 кВ) и соответственно значительные потери электроэнергии в ней;
/ обесточивание 3...4 ТП при механических повреждениях одновременно двух кабельных линий в двухлучевой схеме или электрическом повреждении одной линии, когда вторая находится в ремонте (количество подобных повреждений составляет 10... 15% общего числа повреждений в сети 6—10 кВ), что нарушает электроснабжение значительного числа многоэтажных жилых зданий (до 20) на время восстановления схемы силами оперативно-выездной бригады.
В условиях рыночной экономики на сетевых предприятиях появляется возможность выбора более эффективного способа достижения надежности электроснабжения потребителей, поэтому целесообразно рассмотреть и другие принципы построения городских электросетей.
Одним из возможных перспективных направлений в построении городских электросетей, исключающим перечисленные недостатки сплошной ав
томатизации и отдельно стоящих ТП, может стать применение ТП, встраиваемых в жилые и другие здания, с трансформаторами небольшой мощности 160...250 кВ*А, рассчитанными в основном на покрытие нагрузок только этого здания.
В Московской городской электросети в 50-х гг. применялись ТП с трансформаторами 180...320 кВ-А, встраиваемыми в первые этажи многоэтажных многосекционных жилых зданий. На сегодня имеется многолетний положительный опыт работы примерно 400 таких подстанций.
Имели место отдельные жалобы жильцов на повышенный шум однако принятые элементарные меры (установка трансформаторов на резиновые амортизаторы) устраняли этот недостаток. С внедрением индустриального способа сооружения ТП из объемных железобетонных блоков и монтажом оборудования ТП непосредственно на заводе в начале 60-х гг. сооружение встроенных ТП было прекращено.
Размещение ТП на первом этаже жилых зданий целесообразно осуществлять на основе новых конструктивных решений встраивания ТП одновременно с изменением схемы ее питания, соблюдая при этом ряд условий, исключающих недостатки существующей схемы построения городской электросети и, более того, позволяющих в целом повысить надежность электроснабжения. К таким условиям следует отнести:
✓ применение масляных трансформаторов небольшой мощности 160...250 кВ*А, имеющих лучшие перегрузочные способности и меньший уровень шума по сравнению с сухими трансформаторами;
/ встраивание в каждый дом двух трансформаторов (или четырех в многосекционных зданиях), мощность которых выбирается с учетом взаимного резервирования полной нагрузки дома и дополнительной нагрузки небольших зданий, расположенных рядом. Этим достигается максимальное сокращение протяженности сети 0,4 кВ;
/ размещение трансформаторов с маслосборником на полный объем масла рядом с щитовой в специальных изготовленных на заводе блоках (железобетонных или металлических), в которых должны быть предусмотрены все необходимые меры по снижению уровня шума и увеличению пожарной безопасности. Этим достигается индустриаль-ность сооружения встроенных ТП;
✓ недопущение установки в камере трансформатора других аппаратов, подключение трансформатора через кабельные перемычки 0,4 и 10 кВ Этим достигается повышение пожарной безопасности, так как исключается вероятность повреждения трансформатора при выходе из строя оборудования;
/ выполнение устройства АВР на контакторах с /НОМ=300..,400 А непосредственно в щитовой, если электроприемники здания относятся к первой категории;
/ применение для питания встроенных трансформаторов кабельных линий 10 кВ малого сечения, рассчитанных только по допускаемой нагрузке в аварийном режиме.
Сегодня появилась благоприятная возможность применить здесь сухие трансформаторы, так как Московский трансформаторный завод, заводы АОЗТ «Элтек» («Уралэлектротяжмаш») начали широко изготавливать сухие трансформаторы мощностью до 400 кВ • А. Правда, конструкция трансформатора Московского трансформаторного завода сегодня создает повышенный шум, что для встроенных ТП в жилые здания требует выполнения противошумных мероприятий.
Заводы «Уралэлектротяжмаша» выпускают сухие трансформаторы «с меньшим шумом» не только для внутренней, но и для наружной установки, что имеет принципиальное значение.
На рис. 4.3.13 показана схема питания встроенных трансформаторов на территории условного микрорайона жилой застройки площадью 0,6 га с общей нагрузкой примерно 9 тыс кВ*А. Эти данные соответствуют реальным микрорайонам застройки. На рис. 4.3.14 представлен один из вариантов размещения встроенных трансформаторов рядом с шитом 0.4 кВ в жилом здании.
Чтобы иметь кабельные линии 10 кВ минимальной протяженности, питание встроенных трансформаторов производится по радиальной схеме от промежуточных распределительных пунктов (ПРП), где установлены камеры КСО с ВНП. Поскольку для кабельных линий, защищенных предохранителями ПК, термическая стойкость обеспечивается независимо от их сечения, в схеме используются кабели с алюминиевыми жилами сечением 16 м2. Это минимальное сечение кабелей 10 кВ, выпускаемых отечественной промышленностью.
На территории микрорайона условно равномерно размещено 26 встроенных ТП с двумя трансформаторами мощностью по 250 кВ "А, питаемых от четырех ПРП, совмещенных с ТП центральных тепловых пунктов (ЦТП), которые расположены в центрах нагрузок. От каждого ПРП питается до 6 ТП, встроенных в жилые здания (14...22-этажные с нагрузкой от 200 до 400 кВ* А).
Ряд зданий имеет пристроенные магазины, в этом случае ТП размещаются в пристройке. Средняя загрузка трансформаторов составляет примерно 70%, длина кабельных линий 10 кВ от ПРП до встроенных ТП — от 100 до 200 м (примерные протяженности трасс кабельных линий показаны на рис. 4.3.15.).
Сами ПРП питаются от обычных РП по двухлучевой схеме с двухсторонним питанием (от двух РП) кабельными линиями сечением 95 мм2 (показаны пунктиром на рис. 4.3.15.).
Компоновка оборудования на ПРП, совмещенном с трансформаторной подстанцией ЦТП, показана на рис. 4.3.15. На подстанции ЦТП могут устанавливаться трансформаторы мощностью 400 кВ*А для питания по сети
Рис. 4.3.13. Схема питания встроенных в жилые здания ТП 2x250 кВ*А для микрорайона жилой застройки с использованием ПРП
Рис 4.3.15. Компановка оборудования на ПРП, совмещенном с ТП центрального теплового пункта
0,4 кВ близко расположенных зданий с нагрузкой до 100 кВ-А (детских садов, кафе и т. п.).
Для повышения надежности в ПРП можно установить устройство АВР на секционном выключателе нагрузки. Однако вероятность повреждения коротких кабельных линий (300...400 м), питающих ПРП и проложенных в уже застроенном микрорайоне при наличии всего 2...3 линий в цепочке до точки деления, очень мала.
Сравнение предлагаемой схемы питания встроенных ТП от ПРП с существующей традиционной схемой питания отдельно стоящих ТП (рис. 4.3.16.), где питание этого же микрорайона осуществляется от девяти отдельно стоящих ТП с двумя трансформаторами мощностью по 630 кВ*А и РТП (всего 20 трансформаторов мощностью 630 кВ • А) по двулучевой схеме с двусторонним питанием по кабельным линиям сечением 70...95 мм2, показывает что несмотря на увеличение протяженности сети 10 кВ в схеме с ПРП расход проводникового материала сокращается за счет уменьшения сечения (до 16 мм2) кабельных линий 10 кВ.
Таким образом, очевидными преимуществами этой схемы электроснабжения микрорайонов жилой застройки со встроенными ТП, питаемыми от ПРП, являются:
/ уменьшение затрат на ремонт строительной части ТП;
/ сокращение расхода цветного металла по сети 0,4-10 кВ;
/ уменьшение протяженности сети 0,4 кВ (на 70%) с соответствующим сокращением числа вызовов оперативно-выездной бригады;
/ уменьшение протяженности сети 0,4—10 кВ в микрорайоне примерно на 10% с соответствующим сокращением числа повреждений в сети и затрат на ремонт и обслуживание;
J сокращение потерь электроэнергии в целом по сети 0,4-10 кВ на 20...25%;
/ уменьшение затрат труда и повышение его безопасности для персонала электросети при замене трансформаторов небольшой мощности.
Кроме того, к преимуществам можно отнести:
✓ приближение устройств АВР непосредственно к потребителю, что обеспечивает высокую надежность электроснабжения;
✓ высвобождение территории микрорайона от отдельно стоящих ТП для более рационального ее использования;
/ радикальное упрощение определения места повреждений на большинстве кабельных линий 10 кВ, проложенных в микрорайоне, так как при радиальной схеме питания встроенных трансформаторов поврежденная линия определяется однозначно — отключается (сгорает ПК) при КЗ или выявляется по показаниям приборов, установленных на ПРП, при замыканиях на землю.
Предлагаемая схема имеет по сравнению с двухлучевой схемой с двухсторонним питанием два недостатка: увеличение в 2...2,5 раза числа трансфор-
Рис. 4.3.16. Традиционная схема питания отдельно стоящих ТП 2x630 кВ*А для микрорайона жилой застройки:
О — ТП2х630 кВ-А
маторов и осуществление питания трансформаторов по радиальным (тупиковым) кабельным линиям. Рассмотрим, как эти недостатки могут повлиять на надежность электроснабжения потребителей.
Увеличение числа трансформаторов приведет к росту числа их повреждений. Однако это не прямая пропорция, так как много трансформаторов повреждается при выходе из строя другого оборудования (ПК, фарфоровой изоляции), которое в данном случае рядом с трансформатором не устанавливается.
Кроме того, само по себе число повреждений трансформаторов невелико (примерно 0,5% в год от общего числа), и случаи одновременного повреждения двух трансформаторов в ТП крайне редки по сравнению с повреждениями кабельных линий (до 8% в год), где одновременное повреждение двух кабельных линий в двухлучевой схеме (или одной при ремонте другой) довольно частое явление, приводящее к обесточиванию потребителей.
Вместе с тем трансформаторы мощностью 160...250 кВ-А заменяются гораздо легче и быстрее чем трансформаторы мощностью 630 кВ*А (не требуется кран) Таким образом, увеличение числа повреждений трансформаторов не вызовет осложнений в работе персонала электросети и не приведет к снижению надежности электроснабжения.
При питании трансформаторов по радиальным кабельным линиям возможны случаи одновременного повреждения двух кабельных линий и обесточивания ТП, но вероятность их очень мала так как эти линии короткие (100...200 м), без соединительных муфт, проложены в уже застроенном микрорайоне (мала вероятность механических повреждений).
Во всяком случае подобных повреждений в данной схеме, приводящих к обесточиванию дома, вряд ли может быть больше тех, что происходят при существующей схеме из-за повреждений в сети 10 кВ и в сети 0,4 кВ (погашения). Но даже и в этих редких случаях можно подать временное питание шланговым кабелем от ТП соседнего дома (что и делается сейчас довольно часто при повреждении кабелей 0,4 кВ). Ремонт же поврежденных кабелей выполняется в достаточно сжатые сроки (8... 10 ч), так как определение места повреждения не вызывает осложнений.
Итак, есть достаточные основания считать, что надежность в предлагаемой схеме не снизится. Более того, можно предполагать некоторое уменьшение числа повреждений кабельных линий (вследствие уменьшения их общей протяженности) и повреждений, вызывающих нарушения электроснабжения жилых зданий, особенно нескольких зданий одновременно, что при существующей схеме происходит довольно часто, так как от каждого отдельно стоящего ТП с трансформаторами по 630 кВ*А питается 4...5 многоэтажных домов.
Предварительные расчеты показывают, что общие приведенные затраты в предлагаемой схеме могут быть на 10% ниже, чем в существующей. При выборе схемы питания встроенных ТП 2x250 кВ*А рассматривался также
вариант питания их по обычной двухлучевой схеме непосредственно от РП (схема представлена на рис. 4.3.17 для того же условного микрорайона).
По протяженности сети 10 кВ этот вариант равноценен варианту предлагаемой схемы с ПРП, но в нем все кабельные линии выбираются по условию термической стойкости и расход цветного металла в 2 раза больше, чем в предлагаемой схеме с ПРП. Кроме того, по этому варианту необходимо устанавливать сборки высокого напряжения и предохранители ПК для защиты трансформаторов в каждом встроенном ТП, что значительно снижает надежность. Другим его недостатком являются длинные цепочки ТП, питаемые от РП (7 ТП до точки деления), что затрудняет определение места повреждения в кабеле.
Типовые схемы сетей 0,4 кВ в городах и их особенности. Построение первичных схем сетей 0,4 кВ определяется технологией производства, требованиями надежности электроснабжения электроприемников в соответствии с Правилами [1], удобством обслуживания, технико-экономическими показателями, а также требованиями защиты и автоматики. Схемы могут выполняться радиальными, магистральными и смешанными.
Радиальные схемы (рис. 4.3.18, д). От главного распределительного щита или от трансформаторной подстанции (ТП) отходят линии питания электродвигателей Д1 и Д8 и других электроприемников большой мощности, а также сборок 1...4 (распределительных пунктов). К главному щиту нецелесообразно подключать большое количество электроприемников малой и средней мощности, так как они снижают его надежность. Для питания таких электроприемников (например, электродвигателей Д2...ДЮ) образуют вторичные сборки,
Рис. 4.3.17. Вариант питания встроенных в жилые здания ТП 2x250 кВ* А для микрорайона жилой застройки по обычной двухлучевой схеме от РП:
О — ТП 2x250 кВ-А
питающиеся непосредственно от основного щита, и третичные сборки, питающиеся от вторичных сборок. Третичные сборки обладают наименьшей надежностью, их селективную защиту выполнить трудно, и поэтому их применяют лишь в отдельных случаях, для питания мелких и неответственных электроприемников. Токи к.з. на сборках значительно меньше, чем на основном щите 0,4 кВ, что позволяет применять более дешевую и менее стойкую аппаратуру с небольшими номинальными токами. При образовании сборок учитывается территориальное расположение электроприемников, удобство обслуживания, возможность экономии кабелей, поскольку сечение питающего сборку кабеля принимают меньше суммы сечений кабелей индивидуальных электроприемников ввиду их неодновременного включения.
Построение схемы сети 0,4 кВ в большой степени определяется значениями токов коротких замыканий (к.з.) для выбора аппаратуры и защит, а также ограниченными возможностями применяемых защитных аппаратов (автоматических выключателей и плавких предохранителей).
Для этих сетей характерно весьма значительное (в десятки раз большее, чем в сетях напряжением выше 1000 В) влияние сопротивлений элементов схемы на значения токов к.з., быстрое снижение значений токов к.з. по мере удаления места повреждения от главных шин 0,4 кВ Например, если при расчетах токов к.з. в сетях 6(10) кВ сопротивление кабеля с алюминиевыми жилами сечением 3x150 мм2 длиной 200 м можно не учитывать, то в сети 0,4 кВ такой же кабель, подключенный к ТП за трансформатором мощностью 1600 кВ*А, снижает значение тока трехфазного металлического к.з. в 8,7 раза по сравнению с аналогичным значением до кабеля.
В сетях 0,4 кВ в отличие от сетей напряжением выше 1000 В применяют только встроенные в автоматические выключатели весьма неточные максимальные токовые защиты или предохранители Поэтому требования защиты сети накладывают определенные ограничения на типы и характеристики применяемых защитных аппаратов, длины и сечения кабелей и, следовательно, на построение схемы сети.
Выбор кабелей также может определяться не только нагрузкой, но и условиями защиты, например, в сетях, требующих защиты от перегрузки, или при необходимости обеспечения достаточной чувствительности защиты, когда считается целесообразным увеличить токи к.з. путем увеличения выбранного по нагрузке сечения кабеля (но не более, чем на 1...2 ступени).
Условие селективности действия защит обусловливает необходимость сокращения числа последовательно включенных аппаратов защиты в сети 0,4 кВ. Обычно селективными удается выполнить лишь 1...2 ступени защиты на участках от щита 0,4 кВ до электроприемников, включая защитный аппарат отходящей от щита линии.
Из изложенного следует, что для сетей 0,4 кВ характерно единство процесса построения схемы сети, выбора кабелей, коммутационных аппаратов и защит.
380/220
a б в г
Рис. 4.3.18. Схемы сетей напряжением 0,4 кВ:
а — радиальные; б — петлевые с возможностью двухстороннего питания;
в — двухлучевые с ручным резервированием; г — двухлучевые с автоматическим резервированием; д — радиальная схема:
питающие трансформаторы: ДГ — аварийный дизель-генератор, Q — вводные и секционные автоматические выключатели; Д— электродвигатели
Для особо ответственных электроприемников (от которых зависит безаварийный останов производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров, повреждений дорогостоящего оборудования) предусматривают третий, аварийный источник питания, например аварийный дизель-генератор ДГ. Один из вариантов его подключения показан на рис. 4.3.18, д. Здесь он резервирует каждую из секций независимо от состояния другой секции. Чтобы не перегрузить генератор, все электроприемники, кроме особо ответственных, отключаются при потере основных источников питания защитой минимального напряжения (с выдержкой времени), а затем устройство АВР ДГ включает питание от генератора.
Магистральные схемы (рис. 4.3.18, б и ж). Распределение энергии от трансформаторов Т1 и Т2 до сборок 1, 2 и электродвигателей Д1, Д2 выполняется с помощью шинопроводов магистральных (ШМ) и распределительных (ШР), к которым подсоединяют электроприемники.
Смешанные схемы (рис. 4.3.18, е). Представляют собой комбинации из радиальных и магистральных схем.
В ответственных электроустановках с целью обеспечения надежности всю схему делят на две независимые части (подсистемы). Каждая из подсистем состоит из своего понижающего трансформатора Т1 (Т2), питающегося от независимого источника, соответствующей секции основного щита 0,4 кВ и питающихся от нее вторичных сборок. Подсистемы взаимно резервируются на разных ступенях напряжения с помощью устройств АВР.
Схемы сетей напряжением 0,4 кВ выполняют тупиковыми, петлевыми (кольцевыми) или замкнутыми. Наиболее распространены петлевые схемы. В этом случае к вводному устройству подходят две линии, каждая из которых обеспечивает снабжение электроэнергией электроприемников при повреждении одной из них.
Для электроприемников первой категории выполняют автоматику АВР на вводно-распределительных устройствах напряжением 0,4 кВ.
Замкнутые сети 0,4 кВ (рис. 4.3.19) применяют в Санкт-Петербурге, в Нижнем Новгороде и др. городах.
Рис. 4.3.19. Схема замкнутых сетей 0,4 кВ: а — без устройства автоматики в сети;
б — с автоматикой в сети 6—10 кВ (А — автомат обратной мощности)
РП1 6-10 кВ
РП2 6-10 кВ
б
Рис. 4.3.19. Окончание
В типовых ТП распределительные устройства 0,23-0,4 кВ предусматриваются в отдельных помещениях. Электрическая схема щита низкого напряжения типа ЩО показана на рис. 4.3.20. Силовой трансформатор Т подсоединяется к щиту через вводный рубильник Q. Щиты ЩО комплектуют из панелей одностороннего обслуживания на четыре отходящие линии. Защиту линий осуществляют с помощью предохранителей ПН-2. Отпускаемая потребителям электроэнергия учитывается на стороне РУ 0,23/0,4 кВ трехфазными электросчетчиками через трансформаторы тока ТА.
В помещении щита низкого напряжения ТП устанавливают панель питания наружного освещения, электрическая схема которой показана на рис. 4.3.21. Панель состоит из сборных шин вечернего 1 и ночного 2 освещения, что позволяет менять режим освещения улиц в зависимости от времени суток с помощью контакторов. Управление наружным освещением осуществляется автоматически с диспетчерского пункта с помощью различных автоматических аппаратов
Схемы вводных и вводно-распределительных устройств, применяемых потребителями, приведены на рис. 4.3.22.
Рис. 4.3.20. Схема коммутации щита низкого напряжения
Рис. 4.3.21. Схема коммутации панели наружного освещения
С с.
a б
Рис. 4.3.22. Схемы вводных и вводно-распределительных устройств: а — с предохранителем, с предохранителем и рубильником;
б — с автоматическим выключателем; в — с двумя линиями и ручным переключателем; г — с двухлучевым питанием и ручным резервированием;
д — с двухлучевым питанием и автоматическим взаимным резервированием
4.3.3. Мачтовые трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ
Схемы и конструкции трансформаторных подстанции 6—10 кВ. Наиболее распространенными видами электроустановок в электрических сетях сельской местности наряду с ВЛ являются трансформаторные подстанции напряжением 6 (10) /0,23-0,38 кВ. Подстанции присоединяются к электрической сети по тупиковой и проходной схеме.
Мачтовой трансформаторной подстанцией (МТП) называется открытая трансформаторная подстанция, все оборудование которой установлено на конструкциях или на опорах ВЛ на высоте, не требующей ограждений подстанции.
Мачтовые трансформаторные подстанции (МТП) сооружают на А-, П-или АП-образных или на одностоечных конструкциях, изготавливаемых из железобетонных или деревянных стоек На А-образной конструкции, которая одновременно является и концевой опорой линии 6-10 кВ, монтируют все оборудование подстанции: разъединитель, предохранители, разрядники, однофазный силовой трансформатор мощностью более 4 или 10 кВ*А и распределительный щит напряжением 0,23-0,4 кВ Подстанция не имеет площадки обслуживания и лестницы и обслуживается с телескопической вышки или гидроподъемника, или просто с приставной лестницы.
П-образные конструкции используются для подстанций с трехфазными трансформаторами мощностью до 250 кВ • А включительно (рис. 4.3.23, 4.3.24). В комплект оборудования МТП входят: разъединитель с приводом, предохранители, разрядники 6-10 кВ и распредустройство 0,4 кВ. Трансформатор размещается на площадке на высоте от земли не менее 3,5 м. Разъединитель установлен на концевой опоре линии 6-10 кВ, что позволяет обеспечить безопасные условия работы на подстанции после его отключения. С этой же целью предусмотренная для подъема на площадку и запирающаяся в сложенном положении лестница сблокирована с приводом разъединителя; блокировка, выполненная с помощью механических блокировочных замков, не позволяет открыть лестницу при включенном разъединителе, (если он совмещен с МТП на одной опоре).
Для подстанций с трансформаторами мощностью до 400 кВ*А включительно применяют АП-образные конструкции, на которых монтируют все оборудование, включая разъединитель, а так же на трех стойках (рис. 4.3.25).
Однако классическая конструкция МТП (см. рис. 4.3.23.) претерпела за последние годы значительные изменения: разъединитель 6-10 кВ теперь для удобства отключения оборудования выносят на концевую опору ВЛ 6-10 кВ, хотя это и требует порой наличия второго контура заземления. Но если опору ВЛ установить на расстоянии 5 м от опоры МТП, то можно использовать общий контур заземления и для разъединителя. При этом применяют разъединитель с заземляющими ножами, расположенными со стороны нагрузки, тогда вместо переносного заземления удобно применить заземля-
600 600
Рис. 4.3.23. Общий вид мачтовой трансформаторной подстанции на П-образной деревянной опоре
ющие ножи. В дополнение к этому сегодня стараются поднять шкаф 0,4 кВ ближе к трансформатору и этим затруднить доступ посторонних лиц к нему, которые при перерывах электроснабжения стараются сами «устранить» неполадки.
В табл. 4.3.1 приведен перечень типовых проектов электроустановок, предназначенных для сельских сетей 6-10 и 0,4 кВ, разработанных институтом «Сельэнергопроект».
Подстанции трансформаторные мачтовые 10/0, 4 кВ мощностью 25-250 кВ-А серии ПТМП и ПТМА. По конструкции подстанции состоят из отдельных элементов, устанавливаемых методом сборки для совместной работы на месте монтажа в единый комплекс.
Подстанции состоят из следующих элементов:
Z разъединительный пункт 10 кВ, состоящий из трехполюсного разъединителя РЛНД-10, ручного привода типа ПРИЗ-10, металлоконструкций для крепления разъединителя, привода и приемных изолято-
Рис. 4.3.24. МТП 6-10/0,4 кВ на П-образной опоре
Рис. 4.3.25. Компановка мачтовой (столбовой) трансформаторной подстанции напряжением 10/0,4 кВ, мощностью 400 кВ • А:
1 — железобетонная стока СВ-105; 2 — разрядники РВО-10;
3 — разъединительный пункт, установленный на концевой опоре; 4 — привод к разъеденителю; 5 — страховочные поручни; 6 — лестница для обслуживания;
7 — низковольтная траверса; 8 — силовой трансформатор; 9 — площадка из металлоконструкций; 10 — распределительное устройство низшего напряжения;
11 — траверса; 12 — воздушная линия напряжением 0,4 кВ; 13 — короб для прокладки проводов ввода и вывода; 14 — ВЛ 10 кВ
ров подводящей линии и соединительных элементов между разъединителем и приводом,
✓ блок высоковольтных предохранителей с ограничителями перенапряжений высокой стороны (ОПН-Ю) и вводными изоляторами подводящей линии от разъединителя;
✓ силовой трансформатор с платформой для его установки и площадкой обслуживания с перилами и лестницей;
Таблица 4.3.1. Перечень типовой проектной документации трансформаторных подстанций и электрооборудования, разработанных институтом «Сельэнергопроект», для питания сельских потребителей
Наименование технической документации (изготовитель) Начало срока действия проекта Распространитель
Трансформаторные подстанции 6-10 кВ
Мачтовые ТП
Транспортная подстанция напряжением 10/ 0,4 кВ мощностью от 100 до 250 кВ • А мачтового типа (Саратовский завод «Прогресс», Омский ЭМЗ и др. заводы) 1995 г АО РОСЭП
Однофазные трансформаторные подстанции напряжением 10/0,23 кВ мощностью до 10 кВ *А (Саратовский завод «Прогресс») 1998 г
КТП шкафного типа:
Комплектная трансформаторная подстанция напряжением 10/0,4 кВ мощностью от 25 до 160 кВ • А шкафного типа (Вологодский и др. з-ды) 1996 г — >> —
Комплектная трансформаторная подстанция напряжением 10/0,4 кВ мощностью от 100 до 250 кВ • А шкафного типа (Самарский завод «Электрощит») 1996 г
Комплектная трансформаторная подстанция напряжением 10/0,4 кВ мощностью от 25 до 250 кВ • А шкафного типа (Минский ЭМЗ) 1996 г - » -
КТП киоскового типа:
Комплектная транспортная подстанция напряжением 10/0,4 кВ мощностью от 100 до 250 кВА киоскового типа (Саратовский завод «Прогресс») 1996 г АО РОСЭП
Комплектная трансформаторная подстанция напряжением 10/0,4 кВ мощностью от 100 до 250 кВ • А киоскового типа (Самарский завод «Электрощит») 1996 г.
Комплектная трансформаторная подстанция напряжением 10(6)/0,4 кВ мощностью от 400 до 630 кВ • А киоскового типа с выключателем нагрузки 10 кВ (Самарский завод «Электрощит») 1996 г. — » —
Продолжение табл. 4.3.1
Наименование технической документации (изготовитель) Начало срока действия проекта Распространитель
КТП тупикового типа:
Комплектная трансформаторная подстанция напряжением 10/0,4 кВ мощностью 400 кВ • А тупикового типа с выкатными автоматами (Минский ЭТЗ) 1996 г. АО РОСЭП
Установка комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4 кВ тупикового типа мощностью от 400 до 630 кВ • А (Биробиджанского ЗСТ) 1996 г. Институт «Уралтиппроект»
КТП проходного типа:
Комплектная трансформаторная подстанция напряжением 10/0,4 кВ мощностью от 250 до 400 кВ • А проходного типа (Курганский ЭМЗ) 1996 г АО РОСЭП
Установка двухтрансформаторных КТП 10/0,4 кВ закрытого типа из панелей «сэндвич» мощностью 2х(250...630) кВ-А (Свердловкого ЭМЗ г. Кушва) 1997 г. Институт «У ралтиппроект»
Секционирующий и распределительный пункты
Секционирующий пункт 10 кВ на базе шкафа KPH-IV-10 (Мытищинский ЭМЗ) 1988 г. АО РОСЭП
Установка пунктов секционирования и пунктов АВР напряжением 10 кВ на базе ячеек К-112 (Московский завод «Электрощит») 1996 г. - » -
Распределительный пункт 10 кВ наружной установки (Мытищинский ЭМЗ) 1996 г. - » -
Разъединительный пункт 10 кВ на железобетонных опорах 1997 г. «Уралтиппроект»
Разъединительные пункты 10 кВ на деревянных опорах 1995 г. АО РОСЭП
Комплектная трансформаторная подстанция напряжением 10/0,4 кВ с пунктами секционирования и АВР 1995 г. Институт Нижнегородск-сельэнерго-проект
Закрытые ТП:
Закрытая трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ мощностью 160, 250, 400 кВ • А концевого типа с воздушным вводом линии 10 кВ (облегченной конструкции с комплектной поставкой оборудования) 1996 г АО РОСЭП
Продолжение табл. 4.3.1
Наименование технической документации (изготовитель) Начало срока действия проекта Распространитель
Закрытая трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ мощностью 160, 250, 400 кВ • А концевого типа с кабельным вводом линии 10 кВ (облегченной конструкции с комплектной поставкой оборудования) 1996 г. АО РОСЭП
Закрытая трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ мощностью 160, 250, 400 кВ • А с воздушным вводом двух линий 10 кВ типа ЗТПС10-1Т2В 1997 г.
Закрытая трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ мощностью 160, 250, 400 кВ • А с кабельным вводом двух линий 10 кВ типа ЗТПС10-1Т2К _ “ “ » ~
Закрытая подстанция 10/0,4 кВ двухтрансформаторная мощностью 2x160, 2x250, 2x400 кВ • А с воздушным вводом двух линий 10 кВ типа ЗТПС10-2Т2В - » - - » -
Закрытая подстанция 10/0,4 кВ двухтрансформаторная мощностью 2x160, 2x250, 2x400 кВ • А с кабельным вводом двух линий 10 кВ типа ЗТПС10-2Т2К - » -
Узловые закрытые трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ для электроснабжения сельских потребителей в кирпичном исполнении 1995 г.
Разработка и внедрение УЗТП 10/0,4 кВ с применением железобетонных конструкций типа БМЗ и новым КРУ Московского завода «Электрощит» 1995 г. - » -
Одноэтажная ЗТП в кирпичном исполнении 10/0,4 кВ мощностью 2(250-630) кВ-А с воздушными вводами с ячейками КСО и ЩО 91 производства Московского АП «МЭЛ» 1997 г. — » —
Закрытая трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ мощностью до 2x630 кВ-А с ячейками КСО 10 кВ и ЩО 0,4 (двухэтажная) 1997 г. «Уралтиппроект»
Оборудование специального назначения:
Заземляющие устройства трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4 кВ 1988 г. АО РОСЭП
Окончание табл. 4.3.1
Наименование технической документации (изготовитель) Начало срока действия проекта Распространитель
Трансформаторные подстанции 35 кВ
КТП наружной установки: Комплектные трансформаторные подстан- 1995 г. АО РОСЭП
ции 35/10 кВ поставки Мытищинского ЭМЗ Комплектные трансформаторные подстан- 1997 г «Уралтиппроект»
ции 35 /10 кВ поставок ПО «Краснодар-электростройконструкция» ТП с ЗРУ 10 кВ: Трансформаторная подстанция 35/10 кВ 1995 г. АО РОСЭП
с ЗРУ 10 кВ Распределительные устройства 10 кВ закрытого типа для ПС 35/10 кВ сельскохозяйственного назначения а)в кирпичном исполнении 1995 г
б) из железобетонных конструкций 1995 г - » -
✓ распредустройство низкого напряжения (РУНН), расположенное в шкафу;
✓ траверсы для крепления изоляторов отходящих линий, в том числе линии уличного освещения.
В шкафу РУНН расположена низковольтная аппаратура распределения, учета и управления электроэнергией. Имеются изолированные провода для подсоединения к трансформатору и отходящим линиям. Выход проводов осуществляется через короб.
В шкафу также расположены ограничители перенапряжения (ОПН-0,4) низкой стороны.
Изоляция может быть выполнена фарфоровой или синтетической (полимерной).
Ввиду различных типов аппаратов, применяемых для защиты и управления отходящими линиями, разработаны и будут выпускаться две серии подстанций:
• серия ПТМП — с предохранителями и рубильниками для ПТМ мощностью 100, 160, 250 кВ’А;
• серия ПТМА — с автоматическими выключателями (автоматами) для ПТМ мощностью 25...250 кВ*А.
Технические данные ПТМА(П) приведены в табл. 4.3.2.
Таблица 4.3.2. Технические данные ПТМА (П)
Параметры Значение параметра для подстанций мощностью, кВ • А
25 40 63 100 160 250
Мощность силового трансформатора, кВ • А Номинальное напряжение на стороне высокого напряжения (сторона ВН), кВ Номинальное напряжение на стороне низшего напряжения (сторона НН), кВ Номинальный ток плавких вставок высоковольтных предохранителей, А Номинальный ток вторичной обмотки трансформатора. А Номинальный (расчетный) ток распределительного устройства на стороне низшего напряжения, А Число отходящих линий низшего напряжения, шт. Номинальный ток отходящих линий низшего напряжения, А Номинальный ток линии уличного освещения, А Ток термической стойкости в течение одной секунды на стороне высшего напряжения, кА Ток электродинамической стойкости на стороне высшего напряжения, кА Уровень изоляции по ГОСТ 1516.1-76 Ток термической стойкости на стороне сборных шин НН и ответвлений от них в пределах РУНН, А Ток электрической стойкости на стороне сборных шин НН и ответвлений от них в пределах РУНН, А 25 10 0,4 3,2 36 50 2 25 25 16 6,3 16 800 1320 40 10 0,4 5 58 75 2 25 50 16 6,3 16 1280 2190 63 10 0,4 8 92 160 3 40 40 80 16 6,3 16 но 2020 3430 100 10 0,4 16 144 220 2; 3 160; 40 160; 80 100 25 6,3 16 шальная 3200 5710 160 10 0,4 20 231 350 3 80 100 160 25 6,3 16 5200 9800 250 10 0,4 32 361 600 4 80 100 160 250 25 6,3 16 8040 16500
Особенности ПТМА (П):
✓ простота конструкции и монтажа;
/ минимальная занимаемая площадь земли;
✓ высокая надежность работы;
✓ низкая стоимость.
По сравнению с аналогичными подстанциями имеются следующие преимущества:
✓ использование ограничителей перенапряжения, имеющих значительно лучшие защитные характеристики по сравнению с разрядниками;
✓ использование полимерной изоляции разъединительного пункта, вводных и опорных изоляторов, предохранителей и ограничителей перенапряжения;
✓ высокая надежность защитных покрытий;
✓ возможность монтажа вручную с помощью встроенного ручного подъемного механизма;
✓ лучшее уплотнение и защита РУНН;
✓ упрощенное подключение линий и внутренних соединений;
/ поставка в максимально комплектном виде по желанию заказчика.
Условные обозначения ПТМП (ПТМА): ПТМХгХ2-Х3/10/0,4-Х4Х5Х6Х7-93У1
П — подстанция;
Т — трансформаторная;
М — мачтовая;
Xi — вид основных аппаратов управления линиями низкого напряжения: А — автоматы (автоматические выключатели);
П — предохранители (рубильники с предохранителями);
Х2 — исполнение по степени загрязнения изоляции высокого напряжения (вводные изоляторы, предохранители, ограничители перенапряжений) по ГОСТ 9920-89:
I — исполнение по степени загрязнения I* (категория А) — с фарфоровой изоляцией;
II — исполнение по степени загрязнения II* (категория Б) — с фарфоровой изоляцией;
ПС — исполнение по степени загрязнения II* (категория Б) — с синтетической (полимерной) изоляцией;
Х3 —мощность подстанции (силового трансформатора). кВ*А. выбирается из ряда 25, 40, 63, 100, 160, 250;
10 — номинальное напряжение на стороне высокого напряжения, кВ, 0,4 — номинальное напряжение на стороне низкого напряжения, кВ;
Х4 — в комплекте поставки силовой трансформатор: 0 — не поставляется;
1 — поставляется с изоляцией степени загрязнения I*;
2 — поставляется с изоляцией степени загрязнения II*;
Х5 —в комплекте поставки разъединительный пункт 10 кВ: 0 — не поставляется;
1 — поставляется с фарфоровой изоляцией степени загрязнения II*;
2 — поставляется с синтетической (полимерной) изоляцией степени загрязнения II*;
Х6 — комплект приборов для учета энергии и для управления линией уличного освещения: 0 — не устанавливается;
1 — устанавливается;
Х7 —число отходящих линий:
2 — две линии;
3 — три линии;
4 — четыре линии;
93 —год разработки;
У 1 —климатическое исполнение и категория размещения.
Подстанция трансформаторная столбовая (ПТС) напряжением 10/0,4 кВ мощностью 25 кВ*А (рис. 4.3.26). Конструктивно подстанция состоит из отдельных элементов, устанавливаемых при сборке на месте монтажа в единый комплекс. Подстанция имеет следующие элементы:
• Силовой трансформатор марки ТСЗ-25/10У1 или ТМГ-25/10У1,
• Устройство высокого напряжения (ВН), состоящее из вводных изоляторов, предохранителя-разъединителя и ограничителей перенапряжения.
В качестве вводных изоляторов применены стеклопластиковые изоляторы натяжного типа с полимерной изоляцией.
Для защиты подстанции от грозовых и коммутационных перенапряжений применяются ограничители перенапряжения О ПН-10 с полимерной изоляцией.
Рис. 4.3.26. Мачтовая (столбовая) трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ мощностью 25 кВ • А:
1 — силовой трансформатор; 2 — устройство низшего напряжения (УНН): 3 — ОПН-10У1; 4 — предохранитель-разъединитель типа ПРВТ-10У1;
5 — натяжной изолятор; 6 — стойка; 7 — крюк; 8 — траверса; 9 — экран; 10 — защитный короб
Предохранитель-разъединитель выхлопного типа ПРВТ-10У1 с автоматически откидывающимся при срабатывании патроном выполняет функции предохранителя и разъединителя, обеспечивает видимую сигнализацию срабатывания при токах перенагрузки и короткого замыкания, а также включенного и отключенного положений. Предохранитель-разъединитель управляется с земли оперативной штангой
Предохранитель-разъединитель допускает отключение штангой вручную пополюсно тока холостого хода трансформатора, зарядных токов линий и, при необходимости, ненагруженного трансформатора.
Для обеспечения безопасности при производстве ремонтных работ на силовом трансформаторе и другом оборудовании при отключенном ПРВТ-10 в случае наличия напряжения на подводящей линии, подстанция снабжена защитным экраном, который выполнен из металлической сетки с поясом жесткости по контуру, расположен на траверсе ПРВТ-10 и закреплен к стойке и траверсе.
• Устройство низкого напряжения (УНН), состоящее из трехполюсного автоматического выключателя с электромагнитным расцепителем тока и ограничителей перенапряжения ОПН-0,38. В шкафу установлен счетчик для учета электроэнергии. Для снятия показаний в шкафу выполнено смотровое окно, закрытое оргстеклом.
• Металлоконструкции для установки оборудования с соответствующим крепежом и соединительными проводниками.
Соединительные проводники между оборудованием подстанции имеют аппаратные зажимы или кабельные наконечники.
Подстанцию монтируют на железобетонной стойке типа СВ-105 или аналогичной, не входящей в комплект поставки.
Подстанция ПТС-25/10/0,4 разработана АО «ЭЛВО» совместно с ОАО «Мосэнерго».
Условные обозначения ПТС :
ПТС-Х^Хг/Хз-ХЛ.-ЭбУ!
П — подстанция;
Т — трансформаторная;
С — столбовая;
X] — мощность подстанции (силового трансформатора), кВ • А
Х2 — наибольшее рабочее высокое напряжение, кВ
Х3 — наибольшее рабочее низкое напряжение, кВ
Х4 — исполнение подстанций по типу силового трансформатора:
1 — с сухим марки ТСЗ-25/10;
2 — с масляным герметичным марки ТМГ-25/10;
Х5 — исполнение подстанции по соединению с потребителем:
1 — изолированными проводами;
2 — самонесущими проводами;
3 — кабелем.
96 — год разработки;
У1 — климатическое исполнение и категория размещения(ГОСТ 15150-69).
Пример записи обозначения ПТС с сухим трансформатором с изолированными проводами: ПТС-25/12/0,4-11-96У1.
Технические требования к ПТС
ПТС монтируют на одной железобетонной стойке СВ 105 или аналогичной на месте эксплуатации в соответствии с техническим описанием и инструкцией по эксплуатации.
Основные параметры и комплект поставки ПТС представлены в табл. 4.3.3 и 4.3.4, соответственно.
Устройство высшего напряжения (УВН) состоит из вводных (приемных) изоляторов, предохранителя-разъединителя и ограничителей перенапряжения. Степень загрязнения изоляции УВН-П* по ГОСТ 9920-89
В качестве вводных (приемных) изоляторов применены стеклопластиковые изоляторы с полимерной изоляцией.
Для защиты подстанции от грозовых и коммутационных перенапряжений должны использоваться ограничители перенапряжений с полимерной изоляцией.
Предохранитель-разъединитель выхлопной типа ПРВТ-10.П-5-6, ЗУ1 с автоматически откидывающимся патроном. При срабатывании он выполня-
Таблица 4.3.3. Основные параметры ПТС
Параметры Значение параметра
Мощность силового трансформатора, кВ • А Наибольшее рабочее напряжение на стороне высшего напряжения (сторона ВН), кВ Наибольшее рабочее напряжение на стороне низшего напряжения (сторона НН), кВ Ток термической стойкости в течение 1 с на стороне ВН, кА Ток электродинамической стойкости на стороне ВН, кА Номинальный ток вторичной обмотки трансформатора, А Номинальный ток плавкого элемента предохранителя-разъединителя, А Ток термической стойкости в течение 1 с на стороне сборных шин НН и ответвлений от них Ток электродинамической стойкости на стороне сборных шин НН и ответвлений от них, А Число отходящих линий НН Ток отходящей линии, А 25 12 0,4 6,3 16 36 5 800 1320 1 36
Таблица 4.3.4. Комплект поставки ПТС
Наименование Количество, шт.
Силовой трансформатор Предохранитель-разъединитель ПРВТ-10 Шкаф УНН с вводными изолированными проводами Кронштейн с ограничителями перенапряжений Рама с площадкой для крепления трансформатора Траверса для крепления изоляторов 0,4 кВ или крюк Траверса с вводными изоляторами для крепления проводов 10 кВ Комплект установочных металлоконструкций, включая крепеж, для монтажа шкафа, рамы и траверс Комплект запасных частей Комплект эксплуатационной документации, в т.ч. на трансформатор, предохранитель-разъединитель и счетчик электроэнергии 1 3 1 1 1 1 1 1 1 1
ет функции предохранителя и разъединителя. Предохранителем-разъединителем управляют с земли специальной штангой, поставляемой в комплекте.
Для обеспечения безопасности при производстве ремонтных работ на силовом трансформаторе и другом оборудовании при отключенном ПРВТ-10 в случае наличия напряжения на подводящей линии, подстанцию снабжают заземленным защитным экраном. Экран выполняют из металлической сетки с поясом жесткости по контуру, устанавливают на траверсу крепления ПРВТ-10 и крепят к стойке и траверсе.
Устройство низшего напряжения (УНН) состоит из трехполюсного автоматического выключателя с электромагнитным и тепловым расцепителями тока и ограничителей перенапряжений ОПН-П-0,38УХЛ1, помещенных в шкаф.
Дверь УНН свободно, без заеданий открывается на угол не менее 95°, закрывается на спецзамок и имеет проушины для навесного замка, не входящего в комплект поставки.
Температура нагрева в нормальном режиме частей шкафа УНН, к которым можно прикасаться при эксплуатации, не должна превышать 70 °C.
В шкафу устанавливают счетчик непосредственного (прямого без ТТ) подключения для учета электроэнергии.
Для снятия показаний счетчика в двери шкафа выполнено смотровое окно, закрытое оргстеклом. По заказу потребителя УНН может поставляться без счетчика.
Соединительные проводники между оборудованием подстанции имеют аппаратные зажимы или кабельные наконечники.
Предохранитель-разъединитель соединяется с ВЛ 10 кВ и силовым трансформатором неизолированным алюминиевый проводом марки А-70, при этом исключено уменьшение изоляционных расстояний до недопустимых при неблагоприятных условиях (ветер, гололед, посадка птиц). Соединение провода с ВЛ-10 осуществляется соединительной арматурой (в комплект поставки не входит).
Соединение стороны НН силового трансформатора с УНН выполняют изолированным проводом.
Отходящая линия от УНН к потребителю энергии в зависимости от заказа ПТС выполняется следующим образом:
• изолированным проводом, поставляемым с подстанцией, и соединяемым при монтаже с отходящей линией к потребителю, выполняемой неизолированным сталеалюминиевым проводом, при этом ПТС поставляют с траверсой для крепления низковольтных изоляторов воздушной линии.
Отходящие сталеалюминевые провода и изоляторы в комплект поставки не входят;
• изолированным самонесущим проводом (в комплект поставки не входит), который крепится на крюке, входит в шкаф УНН и соединяется с выводами автоматического выключателя на месте монтажа подстанции;
• кабелем, не входящим в комплект поставки подстанции, который на месте монтажа соединяется с выводами автоматического выключателя, при этом шкаф УНН должен иметь защитный короб, закрывающий кабель на стойке, в случае прокладки его к потребителю в земле; при прокладке кабеля по воздуху подстанция должна быть снабжена поддерживающим крюком.
Все элементы ПТС должны быть присоединены к контуру заземления.
Все детали из черных металлов должны иметь защитное антикоррозийное покрытие по ГОСТ 9.303-84.
Резьбовые соединения сборочных единиц и деталей ПТС, подвергающиеся переменным механическим воздействиям (включение и отключение аппаратов, открывание и закрывание дверей), предохранены от самоотвинчивания.
Контактные соединения ПТС соответствуют ГОСТ 8024-90 и ГОСТ 10434-82.
ПТС пригодна для работы в условиях гололеда при толщине корки льда до 10 мм и давлении ветра, не превышающем 146 Па (соответствует скорости ветра 15 м/с), а при отсутствии гололеда — при давлении ветра до 800 Па (соответствует скорости ветра до 36 м/с).
Конструкция ПТС обладает достаточной механической прочностью, обеспечивающей нормальные условия работы при многократных операциях по включению и отключению коммутационной аппаратуры и транспортирование без каких-либо остаточных деформаций и повреждений, препятствующих нормальной работе и сохранности упакованных изделий.
Требования к электрической прочности изоляции главных и вспомогательных цепей ПТС по ГОСТ 14695-80.
Аппараты на стороне ВН выдерживают испытательные напряжения по ГОСТ 1516.1-76 для электрооборудования с нормальной изоляцией.
Требования безопасности
В части требований безопасности ПТС соответствует требованиям ГОСТ 12.2.007.4-75, ГОСТ 12.2.007.7-83.
Конструкция ПТС по способу защиты человека от поражения электрическим током соответствует классу I по ГОСТ 12.2.007.0—75.
Степень защиты шкафа УНН в закрытом положении — 1Р23 по ГОСТ 14254-96.
Сопротивление изоляции электрических изолированных цепей шкафа РУНН при нормальных климатических условиях не менее 1М0м.
Электрическая прочность изоляции всех элементов УНН соответствует требованиям ГОСТ 14695-80.
Силовой трансформатор, защитный экран, траверсы на ПРВТ, ОПН, с вводными изоляторами и низковольтными изоляторами, шкаф РУНН имеют контактную плошадку для присоединения заземляюшего проводника и заземляющий болт.
Возле контактной площадки нанесен знак заземления, выполненный в соответствии с требованиями ГОСТ 21130—75. Допускается наносить знак заземления краской.
Размещение проводов внутри шкафа ПТС исключает возможность механических повреждений их при работе встроенных аппаратов.
Токоведущие части шкафа УНН при открытой двери защищены от случайного прикосновения защитными устройствами.
Снятие показаний электросчетчика обеспечено без открывания двери.
На двери шкафа УНН должен быть нанесен предупреждающий знак согласно ГОСТ 12.4.026-01, при этом для окраски знака применяют эмали ПФ-115.
МТП 6—10/0,4 кВ, разработанные и изготавливаемые в «Мосэнерго».
МТП на П-образной железобетонной опоре {применяют с 1988 г.). МТП смонтирована на двух железобетонных стойках СВ-105. Мощность трансформатора составляет 250 кВ*А. Как видно из см. рис. 4.3.24 провода ввода 6-10 кВ заведены с разъединителя типа РЛНДА-10 на штыревые изоляторы ШФ-20 В, укрепленные на уголке 40x40x5 крепления предохранителей ПК-10, что позволяет освободить верхнюю часть опоры МТП для крепления вводов 0,4 кВ.
Провода ввода 6-10 кВ не имеют разрыва, начиная с разъединителя 10 кВ непосредственно до крепления провода на предохранителях 6-10 кВ. На разъединителе и на предохранителях провод ввода крепится с помощью контактной накладки или прессуемого зажима А-1, А-2.
Распределительный шкаф 0,4 кВ поднят вплотную к траверсе крепления силового трансформатора, что позволяет исключить проникновение в шкаф посторонних лиц, при перерывах электроснабжения. Контуры заземления оборудования МТП и разъединителя совмещены. Крайние опоры ВЛ 0,4 кВ данной МТП не имеют подкосов или оттяжек, так как сама опора МТП считается анкерной. Железобетонная опора МТП имеет срок работы вдвое больше, чем деревянная опора.
МТП на четырех стойках СВ—105 (рис. 4.3.27). Здесь применяется силовой трансформатор мощностью до 400 кВ’А. Естественно, в последнем случае необходимо применять два щита 0,4 кВ, чтобы обеспечить вывод нагрузки к потребителям.
Трансформатор можно заменить, используя ручную таль. Для этого площадка для трансформатора имеет съемную конструкцию. Для крепления тали имеется специальная конструкция с крюком, укрепленная на верху опоры.
Ширина разнесения стоек опоры позволяет автомобилю ГАЗ—53, наиболее распространенному в районах, подъезжать прямо под трансформатор МТП.
Шкаф 0,4 кВ ШРНЗ, выпускаемый заводом РЭТО «Мосэнерго» для МТП. Шкаф выполнен по упрощенной схеме. На вводе модернизированного блока установлен предохранитель-выключатель (БПВ) на ток до 400 А. На отходящих линиях — предохранители ПН 2-100 и заземляющие ножи (ЗН).
Электрооборудование крепится на установленной внутри шкафа съемной панели. На лицевой стороне панели находятся элементы управления электрооборудованием, а на задней — открытые токоведущие части БПВ, сборки низкого напряжения и заземляющие ножи.
Для управления уличным освещением установлены фотореле ФР-2 и магнитный пускатель. Управление может осуществляться как автоматичес-
Рис 4.3.27. МТП 10/0.4 на четырех железобетонных стойках ВЛ 6—10 кВ (внедрена в 1990 г.)
ки с помощью фотореле, так и вручную путем шунтирования фотореле вык-лючателем.
Расход электроэнергии на уличное освещение определяется прямоточным трехфазным счетчиком активной энергии. Для контроля работы счетчика и снятия показаний в передней двери шкафа имеется глазок, защищенный оргстеклом и металлической поворотной крышкой.
В нижней части панели имеется смотровое окно, закрывающееся крышкой.
Для эксплуатационных измерений напряжения на лицевой стороне панели установлена трехполюсная розетка А-700.
Для обеспечения безопасности в шкафу предусмотрена механическая блокировка БПВ с ЗН и в свою очередь ЗН с правой задней дверью. В целях предотвращения ошибочных действий персонала по отключению подстанции предусмотрена блокировка БПВ с разъединителем 10 кВ путем установки одноключевого блокзамка.
В конструкции шкафа предусмотрено двустороннее внутреннее освещение, специальный карман на правой передней двери для хранения журнала или карточки осмотров, а также специальные фидерные замки завода РЭТО «Мосэнерго».
Завод РЭТО «Мосэнерго» также выпускает панель для КТП 6-10/0,4 кВ мощностью трансформатора до 160 кВ*А, которая имеет схему, аналогичную ШРНЗ-З.
Завод выпускает три разновидности шкафа: ШРНЗ-1 —имеет три отходящих присоединения линий 0,4 кВ и линию уличного освещения, контактор которой имеет автоматическое управление; ШРНЗ-2 — имеет только два отходящих присоединения линий 0,4 кВ без уличного освещения (так как завод выпускает отдельно шкаф уличного освещения со счетчиком прямого включения на 20...50 А); ШРНЗ-З — имеет три отходящих присоединения линий 0,4 кВ тоже без линии уличного освещения. Шкаф рассчитан на номинальный ток в 400 А. Эти шкафы нашли широкое применение в районах «Мосэнерго».
Техническая характеристика шкафа ШРНЗ-1:
Номинальное напряжение, В
Максимальная пропускная мощность, кВ*А Максимальный ток одной отходной линии, А Количество отходящих распределительных линий
Количество линий уличного освещения Габаритные размеры, мм
Вес, кг
380/220 160
100
3
1 1450x500x715
135
Установка двух трансформаторов МТП на одной центрофугированной опоре. На рис. 4.3.28 приведена МТП на одной центрофугированной опоре, где крепят сразу два трансформатора мощностью каждый по 160 кВ*А. В отличие от выше приведенных конструкций МТП у этой МТП предохранители 6-10 кВ расположены на ближайшей опоре ВЛ — используется так называемый разъединитель-предохранитель 10 кВ. Естественно, эта МТП имеет два шкафа ШРНЗ. Вводы 0,4 кВ выведены на самый верх
опоры на траверсы. Такая опора занимает мало «земли», но имеет повышенную плотность нагрузки и обеспечивает возможность при наличии двух источников питания применить АВР для местных потребителей. В дополнение ко всему она имеет низкую стоимость оборудования по сравнению с ТП закрытого исполнения.
МТП на одностоечной опоре ВЛ 6—35 кВ. На рис. 4.3.28 приведена МТП, оборудование которой расположено и совмещено на опоре ВЛ 6-10 кВ изолированными проводами SAX.
Возможно использование МТП с трансформатором мощностью до 63 кВ • А, оборудование которой расположено на одностоечной центрифугированной опоре. Эту МТП применяют в схемах глубокого ввода в сети 0,4—10 кВ.
a
Рис. 4.3.28. МТП 6-10/0,4 кВ 2x160 кВ*А на одной центрифугированной опоре: а — с двумя трансформаторами; б — крепление верхнее трансформаторной площадки МТП к опоре; в — крепленее нижнее трансформаторной площадки МТП к опоре; г — крепление шкафов 0,4 кВ на опоре МТП
А-А
Рис. 4.3.28. Окончание
Трансформаторная подстанция на напряжение 6—10/0,4 кВ мощностью до 250 кВ‘А (мачтового исполнения). Предназначена для понижения уровня напряжения с 6-10 кВ до 0,4 кВ и распределения напряжения 0,4 кВ потребителю.
Состоит из приемной траверсы, кронштейна, силового трансформатора, низковольтного шкафа и металлоконструкций. Разработчик — АООТ «Тулэнерго». Изготовитель — АООТ «Товарковский завод высоковольтной арматуры».
4.3.4. Распределительные мачтовые (столбовые) трансформаторные подстанции Финляндии
В сельских местностях сложные и дорогостоящие трансформаторные подстанции в течение последних 30 лет заменялись простыми одно- или двухопорными столбовыми трансформаторными подстанциями (рис. 4.3.29, 4.3.30, 4.3.31).
По статистическим данным высоковольтные плавкие предохранители не являются надежными, они часто перегорают напрасно, особенно при грозе, и причиняют ненужные перерывы в распределении электроэнергии. В подавляющем большинстве трансформаторных подстанций воздушных проводных сетей сегодня вовсе нет плавких предохранителей; защита трансформаторной подстанции основывается на релейной защите подстанции, которая выполнена более селективной и чувствительной, чем раньше.
Защита маломощных распределительных трансформаторов (до 200 кВ • А) от перенапряжений выполнена с помощью разрядников, что является весьма экономичным и надежным решением. Разрядник может располагаться на крыше трансформатора, у разъединителя или у изолятора провода, входящего в трансформаторную подстанцию. Вместо простого разрядника можно использовать разрядник, состоящий из двух частей. Колючка, установленная в середине разрядника, предусмотрена для того, чтобы птицы не сели в искровом промежутке. Применение разрядника требует от распределительного трансформатора большей стойкости к крутой волне перенапряжения при грозе, чем при использовании собственно защиты от перенапряжений. Финские распределительные трансформаторы специально разработаны для применения с разрядниками. Опыт, накопленный уже в течение около двух десятилетий является весьма положительным. На сегодняшний день частота повреждения трансформаторов воздушной проводной сети на годовом уровне составляет порядка 0,5%.
Для трансформаторов мощностью свыше 200 кВ*А используются собственно защиты от перенапряжений. В связи с мощными трансформаторами обосновано использование защит от перенапряжений потому, что их стоимость уже не является значительной, по сравнению со стоимостью защищаемого трансформатора.
Рис. 4.3.29. Одноопорные трансформаторные подстанции Финляндии: а — проходящий провод; б — концевой провод:
7 — разъединитель 12 кВ; 2 — искровые промежутки; 3 — оттяжки опоры; 4 — линия 0,4 кВ;
5 — рубильник-предохранитель 0,4 кВ; 6 — трансформатор; 7 — привод разъединителя, В — изолятор тяги привода разъединителя
По статистическим данным около 70% кратковременных неисправностей составляют однофазные замыкания на землю и большинство из них — перебои в разрядниках, вызванные грозой, В изолированных от земли сетях ток замыкания на землю представляет собой чистый емкостный ток и может гаснуть сам собой только в случае, когда его величина ниже 10 А. На больших токах электрическую дугу через разрядник можно гасить с помощью быстродействующего повторного включения, которое под управлением от реле подстанции отключает выключатель данной линии на 0,3...0,5 с. За это время ионизация успеет исчезнуть с места повреждения и эксплуа-
Л1 Л2
Рис. 4.3.30. Схема электрическая двухсторонней трансформаторной подстанции.
тация продолжается нормально. Система в широких масштабах применяется уже свыше 30 лет и опыт эксплуатации является весьма положительным По статистике быстродействующее повторное включение около 80% от всех кратковременных неисправностей. Со стороны 20 кВ трансформаторной подстанции в качестве коммутационного устройства употребляется простой разъединитель с дугогасительными рогами Разъединитель может отключить ток полностью нагруженного трансформатора 500 кВ • А и, следовательно, его можно использовать в качестве главного выключателя ТП.
В сельских местностях на трансформаторных подстанциях вместо низковольтных щитов часто применяются предохранители-выключатели установленные на опорах, обеспечивающие весьма простую конструкцию трансформаторной подстанции (рис. 4.3.31.).
В густонаселенных пунктах, где обычно предусматривается сеть с подземными кабелями, распределительные трансформаторные подстанции представляют собой трансформаторные подстанции наружной установки
«камерного» исполнения или расположенные в зданиях — подвальные подстанции. Распределительные устройства среднего напряжения данных трансформаторных подстанций более простые, чем распредустройства на подстанциях, ввиду чего, возможно было заменить силовые выключатели выключателями нагрузки. Распредустройства трансформаторных подстанций изготовлены в ячейковом исполнении, что обеспечивает возможность выполнения мероприятий по обслуживанию безопасно без открытия дверей, снаружи распредустройства. Технология распредустройств трансформаторных подстанций на сегодняшний день испытывает определенный переход
Рис. 4.3.31. Самое простое решение столбовой трансформаторной подстанции Трансформатор подключен к проводу 20 кВ без разъединителя, а низковольтный щит заменен предохранителем-выключателем: а — проходящий провод; б — концевой провод:
1 — изолятор; 2 — трансформатор; 3 — рубильник-предохранитель, 4 — отходящая линия 0,4 кВ; 5 — оттяжка опоры
ной процесс. Ввиду стремления к более маленьким габаритам распредустройств, наряду с традиционным распредустройством с воздушной изоляцией будут использовать распредустройства трансформаторных подстанций с изоляцией SF6 (Ring Main Unit). Трансформаторы — нормальные трансформаторы с масляной изоляцией. Самые обычные мощности в сельских местностях — 30 и 50 кВ • А, а в населенных пунктах — 315 и 500 кВ • А. В центральных районах городов применяются трансформаторы мощностью 800 кВ’А и выше.
Общее число трансформаторных подстанций в Финляндии в 1989 г. составило около 110000 шт., из которых 88000 — столбовые трансформаторные подстанций.
Мы специально обратили внимание читателей на опыт использования ТП в Финляндии. За Полярным кругом — в Норвегии, Швеции, Канаде — широко применяют мачтовые (столбовые) ТП, хотя климатические условия там значительно суровее, чем в России.
Заслуживают внимание сведения о защите силовых трансформаторов не предохранителями 6-10 (у них 20) кВ, а силовыми выключателями в РП или в РУ 6-10 кВ ПС 35/6-10 кВ.
Однако, при использовании этого принципа защиты силовых трансформаторов необходима высокая техническая культура по применению предохранителей в цепях вторичной обмотки трансформаторов: обеспечивать применение калиброванных предохранителей 0,4 кВ, тщательно рассчитывать сопротивление петли «фаза — нуль», более тщательно заземлять и обеспечивать нормативное сопротивление контура заземления ТП и повторных заземлений нулевого провода на ВЛ 0,4 кВ и др. Для сведения: в «Мосэнерго» разработаны, а завод РЭТО «Мосэнерго» выпускает секционирующие аппараты для «длинных» ВЛ 0,4 кВ трех модификаций' первый — на предохранителях ПН-2, второй — на пробочных предохранителях (для малых токов линий) и, наконец, третий — на однофазных автоматах.
Защита секционирующих шкафов для линий 0,4 кВ обеспечивает селективность срабатывания защит в ТП.
Защиту силовых трансформаторов на напряжении 6-10 кВ силовыми выключателями в головной части линии в российских условиях необходимо применять на коротких линиях 6-10 кВ. Для «Мосэнерго» это вполне современно, так как средняя протяженность ВЛ 6-10 кВ составляет 9 км.
4.3.5. Мачтовые подстанции напряжением 35/0,4 кВ и 110/0,4 кВ
В некоторых случаях, с экономической точки зрения целесообразно выполнять электроснабжение сельскохозяйственных потребителей путем глубокого ввода напряжения 35 кВ непосредственно потребителю, минуя промежуточную ступень напряжения 10 кВ. Как правило, подстанции 35/0,4 кВ сооружают при прохождении строящихся линий 35 кВ сравнительно большой протяженности (до 40...50 км) около единичного населенного пункта с незначительной сосредоточенной нагрузкой, т. е. тогда, когда нет необходимости в строительстве нескольких потребительских подстанций.
Для этого от магистральной линии электропередачи 35 кВ сооружается воздушная отпайка к подстанции напряжением 35/0,4 кВ (рис. 4.3.32). Мощность трансформаторов в таких случаях, как правило, не превышает 250 кВ • А.
Подобные подстанции монтируются следующим образом. Сначала в заводских условиях собирают опорную деревянную конструкцию в виде А-образ-ной опоры, которую доставляют на автомобиле с прицепом на место строительства. Отдельно доставляют железобетонные приставки.
Разъединитель с опорной рамой, привод к нему и предохранители с контактными колодками также готовят заранее, регулируют в механических мастерских района и доставляют к месту монтажа подстанции
Отревизованный трансформатор поднимают краном на установленные опорные конструкции, после чего устраивают подмостки, монтируют разъединитель, привод к нему и предохранители, и выполняют ошиновку подстанции и монтаж выводов отходящих линий электропередачи напряжением 0,4 кВ.
На одной из фаз (как правило, на отпаечной опоре) подвешивается резонансный заградитель.
Строительные конструкции. П-образную опору собирают из 2-х железобетонных стоек СВ-110-3,2 длиной 11м. Расстояние по осям стоек 3,0 м. Заглубление стоек принято 3,0 м. По центру опоры на высоте 3,0 м от земли на жестком металлическом ригеле, выполненном из 2-х швеллеров № 16, устанавливается трансформатор. Выше трансформатора, на траверсе, укреплены стреляющие предохранители типа ПС-35МУ1.
Для удобства, обслуживания электрооборудования подстанции на уровне установки трансформатора устроена площадка.
Ограждение площадки выполнено в виде фермы из металлических уголков и является составной силовой частью конструкции.
Пол площадки из деревянных щитов. На уровне перил ограждения укреплены разрядники РВС-35. Под трансформатором, на металлической траверсе, устанавливается низковольтное распредустройство 0,4 кВ. Подъем на площадку обслуживания по металлической складной лестнице. Низковольтные изоляторы укреплены на металлоконструкции. Количество изоляторов 15 шт. Количество крюков под изоляторы 20 шт. (нулевой провод).
Рис. 4.3.32. Установка МТП 35/0,4 кВ на железобетонной опоре:
7 — опора железобетонная П-образная; 2 — трансформатор ТМ-100/35; 3 — предохранитель стреляющий ПС-35 МУ1; 4 — разрядник вентильный РВС-35; 5 — регистратор срабатывания РР-1;
6 — распределительное устройство низкого напряжения; 7 — изолятор ТФ-20В; 8, 9 — зажим;
70, 77 — зажим аппаратный: 72 — ошиновка
Схема электрических соединений. Силовой трансформатор присоединяют к ВЛ 35 кВ по тупиковой схеме через разъединитель РНДЗ-16-35/ 1000У1 с заземляющими ножами и стреляющие предохранители ПС-35МУ1, а к шинам 0,4 кВ через рубильник.
На отходящих линиях устанавливаются автоматы типа А-37ОО и реле тока в нулевом проводе. Управление уличным освещением предусмотрено автоматическое — магнитным пускателем от фотореле или дистанционное — от кнопки. Учет активной энергии осуществляется трехфазным счетчиком, присоединенным к сети через трансформаторы тока. Предусмотрен электрообогрев счетчика.
Конструкция ТП. На П-бразной железобетонной опоре подстанции устанавливают:
• силовой трансформатор типа ТМ-100/35;
• стреляющие предохранители типа ПС-35МУ1;
• высоковольтные разрядники типа РВС-35;
• низковольтное распределительное устройство 0,4 кВ.
Разъединитель 35 кВ с приводом устанавливается на концевой опоре ВЛ 35 кВ.
Вынос разъединителя на концевую опору обеспечивает возможность производить все необходимые работы на подстанции при отключенном разъединителе и заземленными вводами ВЛ.
Выводы 0,4 кВ выполняются проводом марки АПВ в трубах. Проектом предусматривается механическая блокировка привода разъединителя 35 кВ, распредустройства низкого напряжения и складной лестницы, исключающая возможность открывания дверцы шкафа низкого напряжения и подъема на площадку ТП при включенном разъединителе. Монтаж трансформатора производить при снятом кронштейне под высоковольтные предохранители. Эти МТП используют и при напряжении ПО кВ.
4.3.6. Комплектные трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ
Подстанция, состоящая из трансформаторов и блоков, поставляемых в собранном или полностью подготовленном для сборки виде, называется комплектной трансформаторной подстанцией (КТП).
Комплектные трансформаторные подстанции внутренней (КТП) и наружной (КТПН) установок выпускают с одним или двумя трансформаторами мощностью от 250 до 2500 кВ-А (в КТП) и до 1000 кВ-A (в КТПН) при напряжении 6-10 кВ; 630...16000 кВ-А (в КТПН) при напряжении 35 кВ. Эти подстанции комплектуются защитной коммутационной аппаратурой, приборами измерений, сигнализации и учета электроэнергии и состоят из блока ввода высокого напряжения, силового трансформатора и РУ 0,4 кВ.
Блок ввода высокого напряжения представляет собой короб со съемной дверью на лицевой стороне или шкаф из листовой стали с сетчатой дверью. Между выключателем и сетчатой дверью имеется блокировка, позволяющая включать и отключать выключатель при открытой двери.
КТП бывают тупикового и проходного типов, а также различных модификаций — киоскового, шкафного и др. типов (подробно — раздел 4.3.8).
В тупиковых подстанциях со стороны высшего напряжения предусмотрены разъединитель с заземляющими ножами и предохранители, в проходных подстанциях в цепях линий 6-10 кВ — выключатели нагрузки.
Силовой трансформатор подстанций присоединяется к сборным шинам 6-10 кВ через разъединитель с заземляющими ножами и предохранители. Ввод от этого трансформатора на шины 0,38 кВ осуществляется через рубильник. От шин через автоматические воздушные выключатели или предохранители отходят линии 0,38 кВ (от трех до пяти) для питания электроприемников и линия уличного освещения, оборудованная магнитным пускателем, который включается и отключается автоматически от фотореле.
Защита силовых трансформаторов от токов к.з. со стороны высшего напряжения осуществляется предохранителями ПК-10. Номинальные токи плавких вставок этих предохранителей, определяемые мощностью силового трансформатора, приведены ниже:
Мощность трансформатора,
кВ-А 25, 40. 63. 100.160.250.400. 630
Номинальный ток
плавкой вставки, А 5 8, 10, 16, 20, 32, 50, 80
Рис. 4.3.33. Комплектная подстанция с воздушными вводами проходного типа: а — разрез, б — схема электрических соединений
1 — проходные изоляторы 6-10 кВ; 2 — ошиновка 6-10 кВ; 3 — выключатель нагрузки; 4 — разъединитель; 5 — предохранители типа ПК; б — привод разъединителя;
7 — привод выключателя нагрузки; 8 — силовой трансформатор; 9 — корпус КТП
Комплектная трансформаторная подстанция проходного типа (КТПП) (рис. 4.3.33) мощностью 250-630 кВ-А с воздушными вводами выполнена в виде сварного металлического корпуса 9, который состоит из двух верхней и нижней частей, соединяемых болтами. Подстанция имеет три отделения: распредустройство 6-10 кВ, распредустройство 0,38 кВ и отделение силового трансформатора. Подстанция подключается к линии 6—10 кВ при помощи проходных изоляторов 1. Ошиновка 2 обеспечивает присоединение выключателей нагрузки 3 типа ВН-16 с приводами 7 и трансформаторного разъединителя 4 типа РВЗ-10 с приводом 6. Для защиты трансформатора 8 применены предохранители 5 типа ПК6-10.
На рис. 4.3.34 приведена принципиальная схема РУ 10 и 0,38 кВ. Ввод в РУ 0,38 кВ осуществляется в подстанциях мощностью 250-400 кВ-А через блок рубильник — предохранитель (РПС), а в подстанциях мощность 630 кВ-А — через рубильник и автоматический выключатель типа АВМ-10. На отходящих линиях 0,38 кВ установлены блоки «рубильник — предохра-
1 — корпус; 2, 3 — привод; 4 — замок блокировки; 5 — передача привода эазъединителя; 6 — ввод воздушный высоковольтный; 7 — выключатель нагрузки; I — ввод воздушный низковольтный; 9 — выключатель нагрузки; 10 — разрядник;
11 — разъединитель; 12, 13, 14 — шина
нитель» или автоматические выключатели серии АЗ 100. В цепях уличного освещения установлен магнитный пускатель ПМЕ-211, включение и отключение которого может производиться автоматически от фотореле ФР-2 или дистанционно — кнопкой. Для подключения приборов измерений и учета на вводе 0,38 кВ установлены трансформаторы тока типа ТК-20. Для защиты от перенапряжений на сторонах 10 и 0.4 кВ служат разрядники РВП-10 и РВН-0,5.
КТПП проходного типа с двумя трансформаторами мощностью по 630 кВ • А каждый приведены на рис. 4.3.34 и 4.3.35. На рис. 4.3.36 приведены КТПП мощностью по 2x630 и 2x1000 кВ «А, изготавливаемых в 80-е гг.
Питание обмоток токовых измерительных приборов, реле, а также цепей для измерения токов, мощности и учета электроэнергии осуществляется от трансформаторов тока. Для питания цепей напряжения измерительных приборов, релейной защиты от замыкания на землю, цепей автоматики и сигнализации используют трансформатор напряжения НОСК. Для совместного питания цепей измерения, защиты автоматики и контроля изоляции на подстанции служат трансформаторы напряжения НТМИ (пятистержневые) с дополнительной обмоткой, соединенной по схеме разомкнутого треугольника.
Обозначение схемы электрических соединений вспомогательных цепей в зависимости от типа КТП приведено в табл. 4.3.5. Выбор оборудования осуществляется в зависимости от типа КТП (условного обозначения). Основные параметры КТП приведены в табл. 4.3.6.
В серийно выпускаемых КТП-250, КТП-400, КТП-630 со стороны напряжения 10 кВ трансформатор оборудуют вводным шкафом с выключателем нагрузки ВНП-17, а со стороны 0,4 кВ — распределительным устройством, состояшим из шкафов с автоматическими выключателями.
Для питания сетей от КТП, как правило, применяют комплектные магистральные серии ШМА и распределительные серии ШРА шинопроводы на токи 250, 400 и 630 А при большом количестве электроприемников.
На отходящих линиях 0,38 кВ устанавливают воздушные выключатели АП-50 (на подстанциях мощностью 25 и 40 кВ*А) и А3700, АЕ2000 (на подстанциях мощностью 63-630 кВ*А) или блоки «рубильник — предохранитель». Автоматические выключатели оборудованы комбинированными расцепителями, имеющими как тепловые, так и электромагнитные элементы. Выключатели АП-50 имеют специальный расцепитель в нулевом проводе, а выключатели А3700 и АЕ2000 — дистанционный расцепитель, действующий от устанавливаемого в нулевом проводе токового реле.
Оборудование КТП защищено от перенапряжений вентильными разрядниками РВО-10 (со стороны высшего напряжения) и РВН-1 (со стороны низшего напряжения 0,38 кВ). На подстанции заземляют нейтраль трансформатора со стороны низшего напряжения, все металлические части конструкций, аппаратов оборудования.
Рис. 4.3.35. Комплектная трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ проходного типа:
а — вид присоединения к ВЛ 6—10 кВ; б — схема электрических соединений:
1 — трансформатор силовой; 2 — предохранитель; 3, 4 — разрядник вентильный; 5 — блок выключатель (рубильник); б — трансформатор тока; 7 — счетчик активной энергии;
8 — вольтметр; 9, 10, 11 — блок «предохранитель — выключатель»; 12 — разъединитель;
13 — выключатель нагрузки; 14 — трансформатор понижающий; 15 — пускатель магнитный;
16 — фотореле; 17, 18 — переключатель; 19 — выключатель пакетный; 20, 21 — предохранитель;
22 — лампа накаливания; 23 — резистор; 24 — розетка штепсельная
a
J25U___Л^-ВВ0 •+• 8В0-
Рис. 4.3.36. КТП с закрытыми шкафами для внутренней установки а — общий вид КТП-630/10 кВ-А; б — КТП 2x1000 кВ-А
1 — ввод 6-10 кВ, 2 — трансформатор, 3, 4 — главный автомат 0,4 кВ; 5 — автоматы отходящих линий 0,4 кВ; 6 — секционный автомат
сл
Таблица 4.3.5. Выбор типа силового трансформатора, типа высоковольтного предохранителя и числа отходящих линий 0,4 кВ
Тип КТП Обозначение схемы принципиальной электрической и соединение вспомогательных цепей Тип силового транс форматора Тип высоковольтного предохранителя Число линий Масса, кг
общее ВЛ кл общая силового трансформатора
КТПМ (ВВ)-25/6/0,4-93-УХЛ1 ОГК.368.188 Сх ТМ-25/6 ПКТ101-6-8-4ОУ1 2 2 — — 300
КТПМ (ВВМ0/6/0.4-93-УХЛ1 ОГК.368.188-01 Сх ТМ-40/6 ПКТЮ1-6-1040У1 2 2 — — 360
КТПМ (ВВ)-63/6/0,4-93-УХЛ1 ОГК.368.188-02 Сх ТМ63/6 ПКТЮ1-6-164ОУ1 3 3 — — 485
КТПМ (ВВ)-25/ 10/0,4-93-УХЛ! ОГК.368.188 Сх ТМ-25/10 ПКТЮ1-6-5-2ОУ1 2 2 — — 300
КТПМ (ВВ)40/ 10/0,4-93-УХЛ 1 ОГК.368.188-01 Сх ТМ-40/10 ПКТЮ1-6-8-2ОУ1 2 2 — — 360
КТПМ (ВВ)-бЗ/ 10/0.4-93-УХЛ1 ОГК.368.188-02 Сх ТМ63/10 ПКТЮ1-6-10-20У1 3 3 — — 485
КТПМ (ВК)-25/5/0,4-93-УХЛ1 ОГК.368.189 Сх ТМ-25/6 ПКТЮ1-6-84ОУ1 2 — 2 — 300
КТПМ (ВК)40/6/0,4-93-УХЛ1 ОГК.368.189-01 Сх ТМ-40/6 ПКТЮ1-6-1040У1 2 — 2 — 360
КТПМ (ВК)-63/6/0,4-93-УХЛ1 ОГК.368.189-02 Сх ТМ63/6 ПКТЮ1-6-164ОУ1 3 — 3 — 485
КТПМ (ВК)-25/ 10/0,4-93-УХЛ 1 ОГК.368.189 Сх ТМ-25/10 ПКТЮ1-10-5-20У1 2 — 2 — 300
КТПМ (ВК)40/ 10/0.4-93-УХЛ1 ОГК.368.189-01 Сх ТМ-40/10 ПКТЮ1-10-8-2ОУ1 2 — 2 — 360
КТПМ (ВЮ-63/ 10/0.4-93-УХЛ1 ОГК.368.189-02 Сх ТМ-63/10 ПКТЮ1-10-10-20У1 3 — 3 — 485
КТЛ1П (ВВ)-100/6/0,4-93-УХЛ1 ОГК.368.180 Сх ТМ-100/6(ТМГ,ТМВ) ПКТ101-6-2031.5УЗ 3 3 — 1250 560
КТПШ (ВВ)-160/6/0,4-93-УХЛ1 ОГК.368.180-01 Сх ТМ-160/6(ТМГ,ТМВ) ПКТ101-6-2031.5УЗ 3 3 — 1460 770
Трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ
Окончание табл. 4.3.5
Тип КТП Обозначение схемы принципиальной электрической и соединение вспомогательных цепей Тип силового трансформатора Тип ВЫСОКОВОЛЬТНОГО предохранителя Число линий Масса, кг
общее ВЛ кл общая силового трансформатора
КТПШ (ВВ)-250/6/0,4-93-УХЛ1 ОГК.368.180-02 Сх ТМ-250/бСГМГ.ТМВ) ПКТ102-6-40-31.5УЗ 4 4 — 1640 1000
КГПШ (ВВ)-100/ 10/0.4-93-УХЛ1 ОГК.368.180 Сх ТМ-100/10(ТМГ,ТМВ) ПКТ101-10-16-31,5УЗ 3 3 — 1260 560
КТПШ (ВВ)-160/ 10/0,4-93-УХЛ ОГК.368.180-01 Сх ТМ-160/10(ТМГ,ТМВ) ПКТ101-Ю-20-31,5УЗ 3 3 — 1470 770
КТПШ (ВВ)-250/ 10/0.4-93-УХЛ1 ОГК.368.180-02 Сх ТМ-250/ 10(ТМГ,ТМВ) ПКТ102-10-31,5-31,5УЗ 4 4 — 1650 1000
КТПШ (ВК)-100/6/0,4-93-УХЛ1 ОГК.368.185 Сх ТМ-100/6(ТМГ,ТМВ) ПКТ101-6-20-31,5УЗ 3 — 3 1190 560
КТПШ (ВК)-160/6/0,4-93-УХЛ1 ОГК.368.185-01 Сх ТМ-160/6(ТМГ,ТМВ) ПКТЮ1-&2031.5УЗ 3 — 3 1400 770
КТПШ (ВК)-250/6/0,4-93-УХЛ1 ОГК.368.185-02 Сх ТМ-250/6(ТМГ,ТМВ) ПКТ102-640-31,5УЗ 4 — 4 1580 1000
КТПШ (ВЮ-100/ 10/0.4-93-УХЛ1 ОГК.368.185 Сх ТМ-100/10(ТМГ.ТМВ) ПКТ101-10-16-31.5УЗ 3 — 3 1200 560
КТПШ (ВЮ-160/ 10/0,4-93-УХЛ1 ОГК.368.185-01 Сх ТМ-160/10(ТМГ,ТМВ) ПКТ101-10-20-31,5УЗ 3 — 3 1410 770
КТПШ (ВК)-250/ 10/0,4-93-УХЛ1 ОГК.368.185-02 Сх ТМ-250/10(ТМГ,ТМВ) ПКТ102-10-31,5-31,5УЗ 4 — 4 1590 1000
КТПК (ВК)-100/6/0,4-93-УХЛ1 ОГК.368.181 Сх ТМ-100/6(ТМГ,ТМВ) ПКТ101-6-20-31,5УЗ 4 — 4 1800 560
КТПК (ВК)-160/6/0,4-93-УХЛ1 ОГК.368.181-01 Сх ТМ-160/6(ТМГ,ТМВ) ПКТ-101-6-20-31,5УЗ 5 — 5 2080 770
КТПК (ВК)-250/6/0,4-93-УХЛ 1 ОГК.368.181-02 Сх ТМ-250/6(ТМГ,ТМВ) ПКТ102-640-31,5УЗ 5 — 5 2180 1000
КТПК (ВЮ-400/6/0.4-93-УХЛ1 ОГК.368.184 Сх ТМ400/8(ТМГ,ТМВ) ПКТ102-6-80-20УЗ 5 — 5 2800 1370
КТПК (ВЮ-100/ 10/0,4-93-УХЛ1 ОГК.368.181 Сх ТМ-100/10(ТМГ,ТМВ) ПКТ101-10-16-31,5УЗ 4 — 4 1880 560
Подстанции. Распределительные пункты
Таблица 4.3.6. Основные параметры КТП
Наименование параметра Значение параметра
Мощность силового трансформатора, кВ • А См. табл.4.3.5
Номинальное напряжение (линейное) на стороне высшего напряжения (стороне ВН), кВ 6;10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ 7,2; 12
Номинальное напряжение на стороне НН 0,23; 0,4
Номинальный ток предохранителя 6 кВ • А См. табл. 4.3.5
Номинальный ток предохранителя 10 кВ* А См. табл. 4.3.5
Номинальный ток отключения, кА См. табл. 4.3.5
Степень загрязнения изоляции по ГОСТ 9920-89 П; Ш
Масса, не более, кг См. табл. 4.3.25
Сопротивление изоляций цепей КТП, МОм 1000
Уровень звука, дБА, не более 60
Схема и группа соединения обмоток трансформатора Y/Yh-0
Уровень изоляции по ГОСТ 1516.1—76 Нормальная изоляция
По виду оболочек и степени защиты по ГОСТ 14254-96:
КТП мачтового типа для шкафа низкого напряжения IP34
для остальных элементов IP00
КТП шкафного типа для силового трансформатора IP23
для остальных элементов IP34
КТП типа «киоск» IP34
КТП универсальная для шкафа низкого напряжения IP34
для остальных элементов IP00
Широкое внедрение КТП позволило индустриализовать и ускорить их монтаж, обеспечить максимальную безопасность эксплуатации, уменьшить габаритные размеры подстанций и удешевить строительные работы.
При строительстве подстанций напряжением 10/0,4 кВ широкое распространение получили КТП 10/0,4 кВ в металлическом корпусе, изготовляемые
заводами ССО «Сельэлектросетьстрой». Указанные подстанции в полной мере отвечают современным требованиям индустриального строительства.
В последние годы на заводах объединения освоено производство следующих типов подстанций:
/ КТП 10/0,4 кВ — тупиковые и типа «киоск» с воздушными вводами 10 и 0,4 кВ мощностью 100, 160, 250 кВ*А конструкции Саратовского завода «Прогресс»;
/ КТПБ 10/0,4 кВ — блочные, двухтрансформаторные, проходные с воздушными и кабельными вводами 10 и 0,4 кВ мощностью 400 и 630 кВ • А конструкции Свердловского ЭМЗ;
/ КТП-89 напряжением 10/0,4 кВ — шкафного типа, тупиковые с воздушными вводами 10 и 0.4 кВ мощностью 63-160 кВ*А конструкции Вологодского ЭМЗ.
Специалистами института «Поволжсельэнергопроект» разработана техническая документация на мачтовые трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ мощностью 25-250 кВ*А. С 1991 г. на Саратовском заводе «Прогресс» изготавливают эти мачтовые подстанции.
Были увеличены разновидности трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ в зависимости от мощности и категории надежности потребителей, назначения, месторасположения подстанции и т.д.
Трансформаторные подстанции мощностью до160 кВ*А сооружаются упрощенного типа полной заводской готовности. К ним относятся ТП мачтового типа, а также подстанции, оборудование которых устанавливается на опоре ВЛ 10 кВ. Такие ТП просты в изготовлении, имеют минимальный расход металла.
В условиях, когда по каким-либо причинам не допускается сооружение воздушных линий, применяют комплектные трансформаторные подстанции с кабельным вводом и компактными, имеющими небольшой расход материалов выводами. Корпус таких подстанций выполняют из цветного пластика, который обеспечивает их долговечность и придает эстетичный вид.
Примеры КТП, изготовленных различными заводами, их параметры, габаритные и установочные размеры, принципиальные и электрические схемы приведены на рис. 4.3.37...4.3.43.
Ниже приведены технические характеристики КТП на напряжение 10/0,4 кВ, изготавливаемых различными производителями.
Комплектная трансформаторная подстанция тупикового типа на напряжение 10/0,4 кВ предназначена для электроснабжения отдельных населенных пунктов и сельскохозяйственных потребителей.
Установочные размеры КТП для крепления на фундаменте
Рис. 4.3.37. КТП 25-250/ 10/0,4-90-У1, производства Вологодского завода ССО «Сельэлектросетьстрой»:
а — установочные, присоединительные размеры; б — габаритные размеры и масса
1 — дверца высоковольтного ввода; 2 — трансформатор; 3 — дверца низковольтного ввода; 4 — разрядник; 5 — траверса 0,4 кВ; 6 — предохранитель 6-10 кВ; 7 — проходной изолятор 10 кВ; 8 — короб силового трансформатора; 9 — прокладка; 10 — низковольтный изолятор; 11, 14 — основание (каретка) трансформатора; 12 — шкаф высоковольтного ввода 6—10 кВ; 13 — силовой трансформатор; 15 — лестница складная; 16 — тяга складной лестница; 17, 18, 20 — шарнирное соединение лестницы; 19 — ступенька лестницы;
21 — контактное соединение проходного изолятора; 22 — изолятор высоковольтный;
23 — рама (траверса) для трансформатора
Линия 6-10 кВ АВС
Рис. 4.3.38. Схема электрическая принципиальная КТП 25-100/10/04-90 У1
Трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ
252
Рис. 4.3.39. Схема электрическая принципиальная КТП 160-250/10/0,4-90 У1
Подсташл,^. Распределительные пункты
Рис. 4.3.40. Комплектная трансформаторная подстанция 10/0.4 кВ тупикового типа: а — с железобетонными опорами ВЛ 0,4—10 кВ; б — с деревянными опорами
1, 5 — опоры линий 10 и 0,38 кВ, 2 — разъединитель 10 кВ, 3 — КТП,
4 — стойка
Рис. 4.3.41. КТП, установленная на мачтовой опоре:
1 — ввод 6-10 кВ; 2 — опора КТПМ; 3 — опора ВЛ 0,4 кВ концевая;
4 — ввод 0,4 кВ; 5 — отсек ввода 6—10 кВ; 6 — кожух силового трансформатора;
7 — РУ 0,4 кВ; 8 — трансформатор
Рис. 4.3.42. Общий вид подстанции КТПР-93.
а — вариант 1; б — вариант 2
— блок силового трансформатора; 2 — короб вентиляционный; 3 — основание (фундамент);
4 — рама (крепление КТПР-93); 5 — решетка; 6 — рама; 1 — разрядник высоковольтный;
8 — изолятор высоковольтный; 9, 10 — проходной изолятор
уличного №1 №2 №3 Ns4
освещения
Рис. 4.3.43. Схема электрических соединений:
Т — силовой трансформатор; Р — разъединитель; П — высоковольтный предохранитель ПКЭ; РР1 — ограничитель напряжения; РР2 — разрядник;
ТТ — трансформатор тока; РБ1...РБ4 — комплект узлов к фидерному разъединителю; Пр1...Пр4 — предохранители ПН-2; КМ — пускатель ПМЛ;
Фр — фотореле ФР-75А; Wh — счетчик САЧУ
Система блокировки обеспечивает безопасность обслуживающего персонала.
Разработчик и изготовитель — Минский электротехнический завод им. В.И. Козлова
Техническая характеристика:
Номинальная мощность силового трансформатора. кВ-А 100
Номинальное напряжение. кВ 10
Номинальное напряжение на стороне НН, кВ 0.4
Высоковольтный ввод и вводы НН Воздушные
Габаритные размеры, мм 1450x1800x2780
Масса, кг 350
Комплектные трансформаторные подстанции проходного и тупикового типов на напряжение 10/0,4 кВ предназначены для приема электрической энергии трехфазного тока напряжением 10 кВ и распределения его напряжением 0,4 кВ. Изготовитель — АП «Курганский электромеханический завод».
Техническая характеристика:
Номинальная мощность
силового трансформатора, кВ*А 460-630
Число отходящих линий, шт до 5
Номинальные токи отходящих линий от 100 до 400
Номинальный ток линий уличного освещения, А 16
Габаритные размеры, мм 3000x2100x2400
Масса, кг 1400
Комплектная трансформаторная подстанция тупикового типа на напряжение 10/0,4 кВ предназначена для электроснабжения отдельных населенных пунктов и промышленных объектов в районах с умеренным климатом.
Система блокировки обеспечивает безопасность обслуживающего персонала.
Разработчик и изготовитель — Минский электротехнический завод им. В.И. Козлова
Техническая характеристика:
Номинальная мощность
силового трансформатора, кВ*А
Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ
Номинальное напряжение на стороне НН, кВ
Высоковольтный ввод
Вывод НН
Габаритные размеры, мм
Масса (без трансформатора), кг, не более
400
10 0,4
Воздушный Кабельный 3150x1640x5100 2975
Комплектная трансформаторная подстанция KTII-82VI предназначена для электроснабжения сельских потребителей, фермерских хозяйств и т.д. Разработчик и изготовитель — Бесланский электротехнический завод.
Техническая характеристика KTH82VI:
Мощность силового трансформатора, кВ*А 25,40,63,100,160
Напряжение, кВ:
высшее 10
низшее 0,4-0,23
Ток Переменный
Частота, Гц 50
Число отходящих низковольтных линий, шт 3
Габаритные размеры, мм 1100x1300x2800
Масса (без трансформатора), кг 360
Автоматизация и резервное питание потребителей, включенных от двух МТП или КТП, имеющих раздельное питание по ВЛ 6—10 кВ. В «Мосэнерго» в 1983 г. разработан шкаф АВР 0,4 кВ, выполненный на контакторах (рис. 4.3.44), изготавливаемый заводом РЭТО «Мосэнерго» Он позволяет включать ответственных потребителей от двух МТП или КТП, имеющих питание от отдельных ВЛ, включенных с разных РП или с разных секций одного РП или одной ПС 35 кВ. Шкаф имеет три ввода: один для ввода основного питания, другой — для резервного питания с МТП или КТП и третий — для ввода резервного питания к потребителю (рис. 4.3.45 и 4.3.46).
По сути дела в шкаф помещена контакторная станция, выпускаемая Чебоксарским электромеханическим заводом. Завод РЭТО выпускает такие шкафы на ток 400... 1000 А. Последний, в отличие от первого, имеющего только воздушные вводы, позволяет включать МТП/КТП и потребителя, как по воздушным, так и по кабельным вводам.
4.3.7. Киосковые ТП 6-10/0,4 кВ, выполненные с использованием оборудования отечественного производства
Тупиковые трансформаторные подстанции мощностью 250 кВ • А и выше применяют киоскового типа (блочные) с обслуживанием оборудования с земли (по аналогии с подстанциями, выпускаемыми лучшими зарубежными фирмами). Преимуществами таких подстанций являются удобство и безопасность обслуживания, высокая степень заводской готовности.
Киосковая ТП Люберецкого ЭМЗ. За последнее время увеличился спрос на трансформаторные подстанции напряжением 10/0,4 кВ мощность 160, 250 и 400 кВ*А, предназначенные для электроснабжения фермерских хозяйств, садовых участков, поселков и других потребителей в сельской местности.
Для указанных целей применяются в основном комплектные трансформаторные подстанции наружной установки в металлическом корпусе и ТП мачтового исполнения с открытой установкой оборудования.
Имея основное достоинство — малые затраты при сооружении, указанные КТП однако имеют серьезные недостатки:
/ КТП, выпускаемые отечественными заводами недолговечны, имеют небольшой срок службы (практически 10... 15 лет).
/ В неутепленном металлическом корпусе КТП имеют место частые повреждения оборудования (низковольтных автоматов, предохранителей, рубильников, высоковольтных предохранителей и др.).
Рис. 4.3.45. Схема включения шкафа АВР на контакторах
/ КТП обслуживаются снаружи, что затрудняет их эксплуатацию в плохую погоду, зимой и т.д.
Учитывая указанное, институт «Сельэнергопроект» разработал типовые проекты серии закрытых ТП 6-10/0,4 кВ (рис. 4.3.47) для электроснабжения сельских потребителей на различные условия их подключения в сети (тупиковые, проходные, одно и двухтрансформаторные, с воздушными и кабельными вводами линий).
Люберецкий, Азовский и Екатеринбургский электромеханические заводы освоили выпуск комплекта оборудования и конструкций для указанных подстанций.
Киосковые ТП имеют следующие достоинства:
/ Срок службы увеличивается в несколько раз и, будет составлять более 40 лет вместо 10... 15 лет (при условии замены некоторой аппаратуры).
/ Значительно улучшаются условия ремонта и обслуживания оборудования, а следовательно и снижается ущерб от аварийных отключений потребителей.
/ Повышается безопасность обслуживания ТП, особенно по сравнению с КТП шкафного и мачтового типов, устанавливаемых на высоте более 2...3 м от земли, с разъединителем на концевой опоре ВЛ 10 кВ
/ Возможна замена оборудования (силового трансформатора, низковольтного шкафа, предохранителей и др.) на оборудование другой мощности, типа и других заводов изготовителей без каких-либо переустройств ТП.
/ Работы в пролетах линий и на вводах 0,4 кВ можно выполнять без полного обесточения подстанции.
/ Здание ЗТП одноэтажное простейшей конструкции. Для хозяйств, которые ведут массовое сооружение построек в сельской местности, сооружение его не вызовет особых затруднений.
Схема и конструкция. На стороне ВН силовой трансформатор присоединяется к линии через разъединитель и предохранители. В схеме ЗТП проходного типа в цепях линий предусматриваются: разъединитель в линии основного питания и выключатель нагрузки в линии резервного питания.
Линии 0,4 кВ присоединяют к сборным шинам через автоматические выключатели. В схеме предусматриваются: защита от однофазных коротких замыканий на нулевой провод, защита от неполнофазных режимов, автоматическое управление уличным освещением.
Все оборудование подстанции размещают внутри помещений, в отсеках силового трансформатора, РУ 10 и 0,4 кВ.
Выводы линий 10 и 0,4 кВ могут быть воздушными или кабельными.
Рис. 4.3.47. Блочная ТП 6-10/0,4 кВ, выпускаемая Люберецким ЭМЗ: а — компановка оборудования в здании ТП;
б — схемы электрических присоединений (варианты)
ТП оборудуют соответствующими блокировками, обеспечивающими безопасное обслуживание.
Здание подстанции отдельностоящее, одноэтажное, простейшей конструкции. Несущие стены из кирпича, фундаменты из стандартных бетонных блоков.
Закрытые киосковые ТП 6-10/0,4 кВ
Опыт эксплуатации сельских трансформаторных подстанций мощностью более 100 кВ*А показал, что применяемые до настоящего времени комплектные подстанции (КТП) в металлическом неутепленном корпусе, особенно шкафного типа, а также закрытые ТП городского типа, разработанные «Гипрокоммунэнерго», имеют много недостатков, снижающих эффек тивность их использования для электроснабжения потребителей в сельской местности.
Установленные в КТП аппаратура и оборудование (автоматические выключатели, предохранители, рубильники, счетчики электроэнергии и др.) не рассчитаны для работы в металлических неутепленных шкафах, поэтому быстро приходят в негодность, вызывая повреждения КТП, что наносит ущерб потребителям от перерывов в электроснабжении.
Большие трудности и проблемы связаны с обслуживанием подстанций, расположенных в суровых климатических условиях, характерных для большей части территории России. Так, в дождливую погоду низковольтный шкаф практически нельзя открыть, не говоря уже о возможности проведения в это время какого-либо ремонта. В гололед часто невозможно отключить разъединитель, установленный на концевой опоре, и заземлить его ножи.
Существует и опасность обслуживания КТП наружной установки. Так, в КТП шкафного типа, у которых высоковольтные предохранители расположены в металлическом шкафу на высоте более 3 м от уровня земли, очень опасно выполнять проверку отсутствия напряжения и менять плавкие вставки.
Отмеченные выше недостатки КТП характерны также для мачтовых, ТП мощностью более 100 кВ’А.
Существенными недостатками обладают и применяемые в настоящее время в сельских электрических сетях закрытые ТП городского типа, разработанные «Гипрокоммунэнерго». Они громоздки, трудоемки в монтаже, оборудование РУ 10 кВ в них расположено на втором этаже, что значительно затрудняет его обслуживание и ремонт.
В связи с этим АО РОСЭП «Сельэнергопроект» разработана серия проектов трансформаторных подстанций, отвечающих современным требованиям, предъявляемым к сельским трансформаторным подстанциям 10/0,4 кВ.
Новая серия ТП 10/0,4 кВ имеет следующие особенности.
ТП предусматриваются закрытого исполнения. Все оборудование, включая линейные разъединители (или выключатели нагрузки), размещено внутри здания подстанции, что позволяет повысить надежность работы оборудования и обеспечить удобное и безопасное его обслуживание независимо от климатических условий и погоды.
Учитывая безопасность эксплуатации и допустимый уровень шума, создаваемый подстанцией, последнюю можно располагать в густонаселенных поселках, вблизи жилых домов, клубов, детских лагерей, садовых домиков и др., т.е. в центре электрической нагрузки.
Принятые в проектах ЗТП схемы электрических соединений и компоновки оборудования позволили выполнить РУ 10 и 0,4 кВ компактными и малогабаритными, что позволило разработать простейшую конструкцию здания для подстанций.
Для хозяйств, которые осуществляют массовое сооружение различных построек в сельской местности, строительство здания подстанции не вызы
вает особых затруднений. При необходимости такое здание может быть сооружено из местных материалов и заводских строительных конструкций.
Разработанные конструкции ЗТП 10/0,4 кВ позволяют применять их при различных условиях присоединения к сети 10 кВ (тупиковые или проходные подстанции) и категории надежности электроснабжения потребителей (разработаны ЗТП с одно и двухсторонним питанием, одно- и двухтрансформаторные).
Важным преимуществом новой серии ЗТП перед существующими ТП является возможность изготовления и комплектной поставки одним заводом оборудования, электротехнических устройств и строительных конструкций. Для центральной зоны России такие подстанции может выпускать Люберецкий электромеханический завод (ЭМЗ), для юга страны — Азовский ЭМЗ, для Урала и Сибири — Екатеринбургский ЭМЗ.
В комплект подстанции, поставляемый заводом-изготовителем, входят: оборудование 10 кВ; низковольтный щит; строительные конструкции; блокировочные устройства; двери (ворота); жалюзи; изоляционная подставка; заградительный барьер.
Силовые трансформаторы поставляются АО «Электрозавод» (Москва), АО «Энергия» (Раменское Московской обл.), АО «Алттранс» (Барнаул), Биробиджанским ЗСТ, СВПО «Трансформатор» (Тольятти) и Минским ЭМЗ.
При необходимости по требованию заказчика в комплект электрооборудования, поставляемого Люберецким ЭМЗ, может быть включен силовой трансформатор 10/0,4 кВ.
Другим преимуществом ЗТП данной серии является возможность замены в ней оборудования (силового трансформатора, низковольтного шкафа, предохранителей и др.) оборудованием другой мощности, типа или оборудованием, изготавливаемым на других заводах, при этом каких-либо значительных переустройств ТП не требуется.
Основные технические данные ЗТП новой серии: напряжение — 10/0,4 кВ, мощность трансформаторов — 25-400 кВ*А
Электрические схемы новых подстанций приведены на см рис. 4.3.47, б, общий вид подстанции ЗТП С10-1Т2В — на рис. см. 4.3.47, а.
На стороне ВН силовой трансформатор присоединяется к ВЛ 10 кВ через разъединитель и предохранители. В схеме ЗТП проходного типа предусматривается установка разъединителя в линии основного питания и выключателя нагрузки в линии резервного питания.
Линии 0,4 кВ присоединяются к сборным шинам подстанции через автоматические выключатели В схемах подстанции предусматриваются: защита от однофазных коротких замыканий на нулевой провод, защита от неполнофазных режимов, автоматическое управление уличным освещением.
Выводы линий 10 и 0,4 кВ могут быть как воздушными, так и кабельными.
ЗТП оборудуется соответствующими блокировками, обеспечивающими безопасное обслуживание подстанций.
Здание подстанции отдельностоящее, одноэтажное, простейшей конструкции. Несущие стены выполнены из кирпича, фундаменты — из стандартных бетонных блоков.
Все оборудование подстанции размещается внутри помещений, в отсеках силового трансформатора, РУ 10 и 0,4 кВ.
Стоимость разработанных для сельских электрических сетей ЗТП 10/0,4 кВ в 1,5...2 раза ниже стоимости ЗТП городского типа, однако по сравнению с КТП их стоимость в 1,2...1,3 раза выше. Но принимая во внимание более продолжительный срок службы новых ЗТП, приведенные затраты для них будут меньше, чем для КТП в металлическом корпусе
Выбор типа сельских электрических подстанций небольшой мощности. Практически сельскохозяйственные потребители получили возможность если не широкого, то, вероятно, на современном этапе достаточного выбора различных типов подстанций тупикового типа напряжением 10/0,4 кВ для различных условий строительства и эксплуатации. Создан комплект подстанций, в который входят КТП 10/0,4 кВ мощностью 100...250 кВ*А киоскового исполнения с распредустройством низкого напряжения (РУНН), устройствами защиты отходящих линий 0,4 кВ автоматическими выключателями и ЗТП 0,4 кВ от неполнофазного режима; КТП 100-250/10/0,4-89VI и КТПР 160-250/10/0.4-90VI с предохранителями и рубильниками в РУНН.
Созданы также модернизированные КТП 10/0,4 кВ с улучшенными технико-экономическими параметрами по сравнению с традиционными КТП 10/0,4 кВ вертикальной компоновки, мачтовые трансформаторные подстанции напряжением 10/0,4 кВ мощностью 25... 100 кВ*А тупикового типа.
Для технико-экономической оценки типов подстанций необходимо использовать сравнение удельных показателей различных затрат на приобретение, строительство, монтаж и эксплуатацию рассматриваемых типов подстанций. С этой целью в Поволжском отделении «Сельэнергопроекта» были выполнены соответствующие расчеты и получены удельные показатели затрат для различных типов подстанций. Для наглядности построены диаграммы удельных затрат денежных, трудовых и материальных ресурсов на строительство, монтаж и эксплуатацию подстанций (рис. 4.3.48.).
Из этих диаграмм можно вывести такую закономерность: удельные показатели денежных и материальных ресурсов, трудозатрат имеют тенденцию снижения по нелинейной кривой с увеличением мощности подстанции. Характер зависимости заставляет задуматься о целесообразности конструирования подстанций малой мощности (в данном случае 25-40 кВ*А) с минимальным использованием строительных конструкций. По-видимому,
применение сложных линейных опор, большого количества стали и других строительных материалов не способствует улучшению технико-экономических показателей подстанций.
Из диаграмм можно сделать вывод, что наиболее экономичной конструкцией является мачтовая трансформаторная подстанция мощностью 100 кВ*А и выше.
При мощности подстанций 25-63 кВ*А с двумя и тремя отходящими линиями 0,4 кВ целесообразнее использовать МТП, поскольку расход денежных средств и трудозатраты на их строительство, монтаж и эксплуатацию несколько ниже по сравнению с КТП.
Рис. 4.3.48. Удельные показатели затрат на строительство, монтаж и эксплуатацию КТП 10/0,4 кВ мощностью 25-250 кВ*А:
а — денежные средства на приобретение, установку и монтаж одной КТП;
б — трудозатраты на установку и монтаж КТП; в — расход стали;
г — трудозатраты на техническое обслуживание (из расчета один ремонт в год):
1 — мачтовые КТП; 2 — КТП вертикальной компоновки; 3 — киосковые КТП; 4 — киосковые КТПР
Мачтовая трансформаторная подстанция КТПО 10/0,4 кВ мощностью 25-100 кВ "А собрана по традиционной схеме тупиковых подстанций. КТПО монтируется на двух железобетонных стойках СНВ-105-5, как П-образная опора. Стойки выполняемые по типовому проекту «Сельэнергоп-роекта», спарены между собой конструкциями, изготовленными из швеллера № 10. На высоте 3,5 м от земли на швеллерах смонтированы силовой трансформатор и площадка для его обслуживания. Разрядники РВО закреплены на трансформаторе. Распределительное устройство низкого напряжения шкафного типа крепится к одной из стоек опоры хомутами на высоте 1 м от земли. Выводы ВЛ 0,4 кВ от трансформатора и РУНН, выполнены из изолированного самонесущего провода, проложены в стальных трубах. Приемные изоляторы 10 кВ и предохранители ПКТ смонтированы на конструкциях из угловой стали. Выводы ВЛ 10 кВ крепятся на поперечной конструкции из швеллера в вершине стоек на штырях с изоляторами. Подстанция располагается на расстоянии 5...6 м от концевой опоры ВЛ 10 кВ. На опоре устанавливается разъединитель с заземляющими ножами. Масса металлоконструкций мачтовой подстанции около 400 кг (с учетом закладных деталей двух железобетонных стоек).
Мачтовые трансформаторные подстанции можно применять, например, для электроснабжения фермерского хозяйства, требующего небольшого расхода электроэнергии. В этом случае возможна установка подстанции на одностоечной железобетонной опоре без сооружения плошадки обслуживания.
В 1989 г. в «Сельэнергопроект» разработана подобная конструкция однофазной трансформаторной подстанции напряжением 10/0,23 кВ, мощностью до 10 кВ "А. Такая подстанция монтируется на одностоечной железобетонной опоре П10-2 или П10-4 (типовой проект 3.407.1-143) в 5 м от разъединительного пункта, установленного на концевой опоре типовой конструкции. Предохранители высокого напряжения ПКТ 101-10, вентильные разрядники РВО-Ю, однофазный трансформатор ОМП мощностью 10 кВ-А размещаются на одностоечной опоре. Распределительное устройство низкого напряжения располагается в шкафу, который монтируется на опоре на высоте 1,5 м от земли. Для разводки отходящих низковольтных линий предусмотрены специальные траверсы со штырями и изоляторами. Ввод и вывод низковольтных линий 0,4 кВ проложены в стальных трубах. Масса стальных конструкций подстанции не превышает 60 кг, стальных деталей железобетонной стойки — 70 кг Общий расход стали на одну подстанцию, составляет 130... 150 кг.
Конструкция трехфазной мачтовой подстанции на одностоечной опоре с трансформатором мощностью 25 или 40 кВ*А и двумя отходящими ВЛ 0,4 кВ почти не отличается от приведенной выше конструкции однофазной подстанции.
4.3.8. Модификации КТП
Модификации КТП широко представлены на примере КТП 10(6)/0,4 кВ, мощностью от 25 до 2500 кВ*А (в зависимости от типа), выпускаемых заводом «Электрощит».
КТПК типа «киоск» (рис.4.3.49) состоит из высоковольтного ввода, отсека силового трансформатора и отсека распредустройства низкого напряжения. Возможны следующие сочетания высоковольтного ввода и низковольтных выводов: (ВВ), (ВК), (КК), где первая буква (В..) или (К..) — исполнение высоковольтного ввода: воздушный или кабельный; вторая буква (..В) или (..К) — исполнение низковольтных выводов: воздушные или кабельные.
КТПШ шкафного типа (рис. 4.3.50 и табл. 4.3.7)) состоит из шкафа высокого напряжения, силового трансформатора и шкафа низкого напряжения. Возможны следующие сочетания высоковольтного ввода и низковольтных выводов: (ВВ) и (ВК).
КТПМ мачтового типа (рис. 4.3.51 и табл. 4.3.8) состоит из устройства высокого напряжения силового трансформатора и распредустройства низкого напряжения. Несущей конструкцией является железобетонная опора и стойка УСО-1А.
КТПГ для городских сетей (рис. 4.3.52) проходные; 1- и 2-трансфор-маторные; высоковольтные вводы воздушные (В..) или (К..); отходящие линии 0,4 кВ — кабельные (..К).
КТПП для промышленности (рис. 4.3.53 и табл. 4.3.9) проходные; 1-и 2-трансформаторные; вводы и выводы кабельные. Мощность 250. 400. 630. 1000, 1600, 2500 кВ-А.
КТППН для питания погружных насосов нефтескважин (рис. 4.3.54). Мощность 100, 250 кВ-А.
КТПКС для питания погружных насосов кустов нефтескважин (рис. 4.3.55). Напряжение 6/2/0,4 кВ. Мощность 650, 800, 950, 1100, 1250 кВ* А.
КТПУ универсальные, (рис. 4.3.56). Мощность 25, 40, 63, 100, 160, 250 кВ-А.
КТПК устанавливается на утрамбованной выровненной площадке непосредственно на грунт или на фундамент любого типа. При установке на грунт рекомендуется сделать щебенчатую подсыпку. Фундаменты рекомендуются для площадок, сложенных грунтом с нормативными значениями прочностных и деформационных характеристик, приведенных в таблицах 1 и 2 приложения СНиП 2.02.07-83.
Техническая характеристика КТПК:
Мощность силового трансформатора, кВ*А 100,160,250,400,630
Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ: 6, 10
Номинальное напряжение на стороне НН, кВ: 0,4
Ток термической стойкости на стороне ВН
в течение 1 с., кА 20
Ток электродинамической стойкости
на стороне ВН, кА 51
Ток термической стойкости на стороне НН
в течении 1с., кА 10, 20
Ток электродинамической стойкости
на стороне НН, кА 25, 50
Степень загрязнения изоляции по ГОСТ 9220-89 И, III
Исполнение ввода ВН воздушный, кабельный
Исполнение вывода НН воздушный, кабельный
Габариты, мм 4500x2400x2060
Масса не более, кг 5000
Степень защиты по ГОСТ 14254-96 IP34
Число отходящих линий, не более 14
В том числе воздушных не более 4
Рис. 4.3.49. КТПК 6-10/0,4 кВ типа «киоск»
На рис. 4.3.50 показан общий вид КТП шкафного типа (КТПШ). КТПШ состоит из шкафа предохранителей 1, силового трансформатора 2, шкафа низкого напряжения (ШНН) 3. К ВЛ 10(6) кВ КТПШ подключают через разъединитель 10 (6) кВ, установленный на ближайшей опоре ВЛ.
Шкаф предохранителей представляет собой металлический каркас из листовой стали, внутри которого размещены предохранители 10 (6) кВ, служащие для защиты силового трансформатора от многофазных КЗ, опорные и проходные изоляторы и токоведущие стальные шины. На крыше шкафа установлен кронштейн 4 со штыревыми высоковольтными изоляторами 10 (б)кВ, разрядниками 10 (6) кВ и штыревыми изоляторами, к которым присоединяются провода ВЛ 0,4 кВ. К кронштейну закрепляется лоток 5, подводящий концы токоведущих гибких проводов от автоматов в шкафу низкого напряжения. Шкаф предохранителей закрыт дверью, заблокированной механическим блок-замком с приводом заземляющих ножей разъединителя.
Силовой трансформатор крепится на одной раме 6 со шкафом предохранителей. К шкафу предохранителей закреплен кожух, закрывающий сверху выводы 10 (6) и 0,4 кВ силового трансформатора. Доступ к контактам трансформатора обеспечивается через люк, открывающийся во время ремонта после снятия напряжения и заземления ТП.
К раме, являющейся несущей конструкцией для шкафа предохранителей и силового трансформатора, закрепляется в подвешенном состоянии ШНН 3. В ШНН расположены низковольтные коммутационные аппараты,
Рис. 4.3.50. КТПШ 6-10/0,4 кВ шкафного типа: 1 — шкаф предохранителей; 2 — силовой трансформатор; 3 — шкаф низкого напряжения; 4 — кронштейн; 5 — лоток; 6 — рама
аппаратура защиты, автоматики и учета. Показания счетчика снимаются через предусмотренное окно. Фотодатчик закрепляется на боковой стенке шкафа.
В КТПШ высоковольтный ввод только воздушный, а выводы в РУНН имеют два варианта исполнений: воздушные и кабельные.
Спуски от ВЛ 0,4 кВ закрепляются в вертикальном лотке и заходят через сальники в стенке ШНН к автоматам линий. Для кабельных линий в ШНН на дне имеются отверстия, закрытые сальниками.
Разделка кабелей находится в шкафу. Над ШНН расположена площадка, позволяющая снимать и устанавливать высоковольтные предохранители.
Смонтированные на раме элементы КТПШ устанавливаются на стойки типа УСО-ЗА, рама приваривается к несущим уголкам на стойках
КТПШ имеет следующие виды защит:
• от атмосферных и коммутационных перенапряжений;
• от междуфазных коротких замыканий;
• от перегрузки и междуфазных КЗ на отходящих линиях 0,4 кВ;
• от КЗ линий уличного освещения, цепей внутреннего освещения.
Техническая характеристика КТПШ:
Мощность силового трансформатора, кВ • А Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ: Номинальное напряжение на стороне НН, кВ: Ток термической стойкости на стороне ВН в течение 1 с., кА
Ток электродинамической стойкости на стороне ВН, кА
Ток термической стойкости на стороне НН в течении 1с., кА
Ток электродинамической стойкости на стороне НН, кА
Степень загрязнения изоляции по ГОСТ 9220-89 Исполнение ввода ВН
Исполнение вывода НН i
Габариты, мм
Масса не более, кг
Степень защиты по ГОСТ 14254-96
Число отходящих линий, не более
100, 160, 250
6, 10
0,4
20
51
10
25
II, III
воздушный воздушный, кабельный 2100x1900x5360
2800
IP34
4
На рис. 4.3.51. приведен общий вид КТП 10/0,4 кВ мачтового типа (КТПМ), которые предназначены для приема, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частоты 50 и 60 Гц.
Применяются для энергоснабжения небольших сельскохозяйственных, городских, поселковых, промышленных (нефтяной, газовой) и др. объектов.
Несущая конструкции подстанции состоит из двух стоек: опоры ВЛ 10 (6) кВ (стойка железобетонная вибрированная СВ 105-3,6 или СВ 105-5 и стойки типа УСО-IA серии 3.407-102, соединенных между собой металлоконструкцией из стальных уголков.
Кронштейны с оборудованием УВН монтируются на опоре ВЛ 10 (6) кВ, силовой трансформатор на стойке УСОЛА, РУНН — на металлоконструкции, связывающей опору ВЛ 10 (6) кВ со стойкой УСОЛА.
Подстанция может быть подключена отпайкой от ВЛ 10 (6) кВ по тупиковой схеме через трехполюсный разъединитель РЛНД 10 (6) кВ с заземляющими ножами или глухой отпайкой от ВЛ 10 (6) кВ при групповом питании от головного разъединителя ВЛ 10 (6) кВ.
Высоковольтный ввод от ВЛ 10 (6) кВ до разъединителя РЛНД 10 (6) кВ при тупиковой схеме выполнен отпайкой плашечным зажимом проводом марки АС-25/4,2, от разъединителя до силового трансформатора — стальной оцинкованной проволокой диаметром 4 мм ГОСТ 1668-73. Высоко-
Рис. 4.3.51. КТПМ 6-10/0,4 кВ мачтового типа
272
Таблица 4.3.7. Состав оборудования в зависимости от вида КТПШ
Наименование и тип применяемого оборудования Тип КТП
КТПш (ВВ)-100/6/0,4-93- УХ Л1 “3 Ёо КТПШ (ВВ)-250/6/0,4-93-УХЛ1 КТПш (ВВ)-100/10/0,4-93-УХЛ! КТПШ (вв)-106/10/0,4-93-УХЛ! КТПШ (ВВ)-250/10/0,4-93-УХЛ! КТПш (ВК)-100/6/0,4-93-УХЛ1 КТПШ (ВК)-106/6/0,4-93-УХ Л1 КТПШ (ВК)-250/6/0,4-93-УХЛ1 КТПш (ВК)-100/10/0,4-93-УХЛ! КТПШ (вк)-106/10/0,4-93- УХЛ! КТПШ (вк)-250/10/0,4-93-УХЛ!
Трансформатор силовой, шт. См табл. 4.3.5
Разъединитель (РЛНД-1-106/400УХЛ1) с приводом ПР-2УХЛ1, шт. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Разрядник вентильный, шт. РВО-6 3 3 3 3 3 3
РВО-Ю 3 3 3 3 3 3
Предохранитель высоковольтный, шт. См табл. 4.3.5
Изолятор проходной ИП-10/630-7,5-1УХЛ1 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
Изолятор опорный ИОР-10-7,5 III УХЛ2 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9
Изолятор штыревой, шт ШФ-10Г 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
НС-18 15 15 15 15 15 15
Блок-замок с секретом А1, шт. 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Блок-замок с секретом А2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Ключ к блок-замку с секретом А1, шт. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Подстанции. Распределительные пункты,
273
Продолжение табл. 4.3.7
Наименование и тип применяемого оборудования Тип КТП
КТПш (ВВ)-100/6/0,4-93-УХЛ1 КТПШ (ВВ)-106/6/0,4-93-УХЛ1 КТПШ (ВВ)-250/6/0,4-93-УХЛ1 КТПш (ВВ)-100/10/0,4-93- УХЛ1 КТПШ (ВВ)-106/10/0,4-93- УХ Л1 КТПШ (ВВ)-250/10/0,4-93- УХ Л1 КТПш (ВК)-100/6/0,4-93-УХЛ1 СО '')1_ — О Е-3^ Н СО’*,-, — Орн КТПш (ВК)-100/10/0,4-93- УХЛ1 КТПШ (ВК)-106/10/0,4-93- УХЛ1 КТПШ (ВК)-250/10/0.4-93- УХЛ1
Ключ к блок-замку с секретом А2, шт. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Провод АС-25/42; м 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15
Аппаратный зажим А2А-25-7, шт. 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6
Выключатель врубной ВР-32-37А-31220-00-УХЛЗ, шт. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Выключатель автоматический, шт.: BA-57-35-341810; IH = 250А; t/H.p= 220В 1 1 1 1
BA-57-35-341810; IH= 160А; UKf = 220В 1 1 1 1 1 1 1 1
BA-57-35-341810; IH = 100А; £4Р= 220В 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
BA-57-35-341810; IH= 80А; [7нр= 220В 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
BA-57-35-341810; IH = 50А; UKf = 220В 1 1 1 1
Трансформатор тока Т-0,66-400А/5А 1 1 1 1
Трансформаторные ".'уктануы 6-110/0,4 кВ
Наименование и тип применяемого оборудования Тип КТП
КТПш (ВВ)- 1 100/6/0,4-93- УХ Л1 КТПШ (ВВ)-106/6/0,4-93-УХЛ1 КТПШ (ВВ)-250/6/0,4-93-УХЛ1 КТПш (ВВ)-100/10/0,4-93- УХ Л1 КТПШ (ВВ)-106/10/0,4-93- УХЛ1 КТПШ (ВВ)-250/10/0,4-93-1 УХЛ1 КТПш (ВК)-100/6/0,4-93-УХЛ1 КТПШ (ВК)-106/6/0,4-93-УХЛ1 КТПШ (ВК)-250/6/0,4-93-УХЛ1 КТПш (ВК)-1 100/10/0,4-93- УХЛ1 КТПШ (ВК)-106/10/0,4-93- УХЛ1 ПКТПШ (ВК)-250/10/0,4-93- УХЛ1
Трансформатор тока, шт. Т-0,66-300 А/5А 1 1 1 1
Т-0,66-200 А/5А 1 1 1 1
Счетчик САЧУ-4672М 380/220 В, шт. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Разрядник РВН-0,5 МУ1, шт. 3 3 3 3 3 3
Предохранитель ПРС 25 УЗ-П с плавкой вставкой ПВДП16УЗ, шт. 3 3 3 3 3 3
Предохранитель ПРС 6УЗ-П с плавкой вставкой ПВД-1УЗ, шт. 1 1 1 1 1 1
Переключатель ПКУЗ-12С0102УЗ,шт. 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1
Выключатель путевой ВПК-2010А УХЛ4 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Резистор С5-35В-100; 620 Ом, шт. 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Пускатель ПМЛ2100; 220 В, шт. 1 1 1 1 1 1
Реле промежуточное РП-25, 220 В, шт. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Подстанции. Распределительные пункты
275
Окончание табл. 4.3.7
Наименование и тип применяемого оборудования Тип КТП
КТПш (ВВ)-100/6/0,4-93-УХЛ1 КТПШ (ВВ)-106/6/0,4-93-УХЛ1 а? к,* КТПш (ВВ)-100/10/0,4-93- УХ Л1 КТПШ (ВВ)-106/10/0,4-93-УХЛ! КТПШ (ВВ)-250/10/0,4-93-УХЛ! КТПш (ВК)-100/6/0,4-93-УХ Л! КТПШ (ВК)-106/6/0,4-93-УХЛ1 КТПШ (ВК)-250/6/0,4-93-УХЛ1 КТПш (ВК)-100/10/0,4-93-УХЛ! КТПШ (ВК)-106/10/0,4-93-УХЛ! КТПШ (ВК)-250/10/0,4-93-УХЛ!
Фотореле ФР-2 МУЗ, шт. 1 1 1 1 1 1
Реле электромагнитное*, шт. РЭ571Т; /н= 63 А+1зам.к-т 2 1 1 2 1 1
РЭ-571Т; 1 = 100 А+1зам.к-т 1 1 1 1 1 1
РЭ-571Т; 1= 200 А+1зам.к-т 1 1 1 1
Зажим проходной ЗН24-4П 25В/ВУЗ, шт. 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14
Рейка РЗ-2 /=125 мм 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Крышка КТ-49, шт. 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Скоба СП-1У, шт. 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4
Провод ГОСТ 6323-79, м ПВ1х1,5 мм2 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35
ПВ1х10 мм2 12 6 6 12 6 6
ПВ1х16мм2 11 6 6 11 6 6 5
ПВЗх25 мм2 36 36
ПВЗхЗб мм2 33 47 6 33 95 6 15 5
ПВЗх50 мм2 18 89 18 89 35 35
ПВЗх70 мм2 15 15 15 15
Трансформаторные подстанции 6-110/0,4 к.В
вольтный ввод от ВЛ 10 (6) кВ до силового трансформатора при групповом питании от головного разъединителя ВЛ 10 (6) кВ выполнен глухой отпайкой из стальной проволоки. Ввод низкого напряжения от силового трансформатора в РУНН и выводы проводов к изоляторам ВЛ 0,4 кВ, установленным на кронштейнах, выполнены в стальных трубах. Выводы низкого напряжения могут быть выполнены также кабельными непосредственно из РУНН 0,4 кВ.
Техническая характеристика КТПМ:
Мощность силового трансформатора, кВ • А 25, 40, 63
Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ: 6, 10
Номинальное напряжение на стороне НН, кВ: 0,4
Ток термической стойкости на стороне ВН в течение 1 с, кА 20
Ток электродинамической стойкости на стороне ВН, кА 51
Ток термической стойкости на стороне НН в течении 1 с, кА 10
Ток электродинамической стойкости на стороне НН, кА 25
Степень загрязнения изоляции по ГОСТ 9220-89 II
Исполнение ввода ВН воздушный
Исполнение вывода НН воздушный, кабельный
Габариты, мм 2700x1600x7200
Масса не более, кг 800
Степень защиты по ГОСТ 14254-96 IP34
Остальные элементы IP00
Число отходящих линий, не более 3
На рис. 4.3.52 приведен общий вид КТП 6-10/0,4 кВ для городских сетей (КТПГ).
В схемах на 10 (6) кВ возможен: однолучевой вариант или двухлучевой вариант.
Для КТПГ-250-630/10 (6)/0,4 У1 (УЗ) применение комплекта оборудования для подстанций внутри помещения климатического исполнения У, категории размещения 3.
Применение в смешанном исполнении:
сторона ВН — У1,
сторона НН — УЗ.
Таблица 4.3.8. Состав оборудования в зависимости от вида КТПМ
Наименование и тип применяемого оборудования Тип КТП
КТПМ (ВВ)-25 6/0,4-93-УХЛ1 КТПМ (ВВ)-40 6/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВВ)-63 6/0,4-93-УХЛ1 КТПМ (ВВ)-25 10/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВВ)-40 10/0,4-93-УХЛ 1 КТПМ (ВВ)-63 10/0,4-93-УХЛ 1 КТПМ (ВК)-25 6/0,4-93-УХЛ1 КТПМ (ВК)-40 6/0,4-93-УХЛ1 КТПМ (ВК)-63 6/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВК)-25 10/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВК)-40 10/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВК)-63 10/0,4-93-УХЛ!
Трансформатор силовой, шт. См табл. 4.3.5
Разъединитель (РЛНД-1-106/400УХЛ1) с приводом ПР-2УХЛ1, шт. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Разрядник вентильный, шт. РВО-6 3 3 3 3 3 3
РВО-Ю 3 3 3 3 3 3
Предохранитель высоковольтный, шт. См табл. 4.3.5
Изолятор штыревой, шт. ШФ-10Г 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4
НС-18 15 15 15 15 15 15 6 6 6 6 6 6
Блок-замок с секретом А1, шт. 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Ключ к блок-замку с секретом А1, шт. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Провод АС-25/42; м 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12
Трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ
Продолжение табл. 4.3.8
Наименование и тип применяемого оборудования Тип КТП
КТПМ (ВВ)-25 б/0,4-93-УХЛ1 КТПМ (ВВ)-40 6/0,4-93-УХЛ1 КТПМ (ВВ)-63 6/0,4-93-УХЛ1 КТПМ (ВВ)-25 10/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВВ)-40 10/0,4-93-УХЛ 1 КТПМ (ВВ)-63 10/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВК)-25 6/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВК)-40 б/0,4-93-УХЛ1 Со ТПМ (ВК)-251 10/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВК)-40 10/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВК)-63 10/0,4-93-УХЛ 1
Аппаратный зажим А2А-25-7, шт. 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15
Выключатель врубной ВР-32-35А-31220-00-УХЛЗ, шт. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Выключатель автоматический, шт/. АП50Б2МЗТО 1н=25 А; 50Гц 2 1 2 1 2 1 2 1
АП50Б2МЗТО 1,=50 А; 50Гц 1 1 1 1 1
АП50Б2МЗТО 1„=63 А; 50Гц 1 1 1 1
АП50Б2МЗТО 1,=40 А; 50Гц 2 2 2 2
Трансформатор тока: Т-0,66-100 А/5 А 3 3 3 3
Т-0,66-75 А/5 А 3 3 3 3
Т-0,66-50 А/5 А 3 3 3 3
Счетчик САЧУ-4672М 3808 /220 В, шт. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Подстанции. Распределительные пункты
279
Продолжение табл. 4.3.8
Наименование и тип применяемого оборудования Тип КТП
КТПМ (ВВ)-25 6/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВВ)-40 6/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВВ)-63 6/0.4-93-УХЛ1 КТПМ (ВВ)-25 10/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВВ)-40 10/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВВ)-63 10/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВК)-25 6/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВК)-40 6/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВК)-63 6/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВК)-25 10/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВК)-40 10/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВК)-63 10/0,4-93-УХЛ!
Разрядник РВН-0,5 МУ1, шт 3 3 3 3 3 3
Предохранитель ПРС 25 УЗ-П с плавкой вставкой ПВДП16УЗ, шт. 3 3 3 3 3 3
Предохранитель ПРСЮУЗ-П с плавкой вставкой ПДВ-593, шт. 1 1 1 1 1 1
Переключатель ПКУЗ-12И0101УЗ, шт. 2 2 2 2 ' 2 2 1 1 1 1 1 1
Резистор СБ-35В-100; 620 Ом, шт. 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Пускатель ПМЛ2100; 220 В шт. 1 1 1 1 1 1
Реле промежуточное РП-25, 220 В, шт. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Реле электромагнитное*, шт. РЭ571Т; /„= 25 А+1зам.к-т РЭ-571Т; /н= 63 А+1зам.к-т 2 1 1 2 1 2 1 1 2 1
Трансформаторные подстак^и 6-110/0,4 кВ
Окончание табл. 4.3.8
Наименование и тип применяемого оборудования Тип КТП
КТПМ (ВВ)-25 6/0,4-93-УХЛ1 КТПМ (ВВ)-40 6/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВВ)-63 6/0,4-93-УХЛ1 1 КТПМ (ВВ)-25 10/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВВ)-40 10/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВВ)-63 10/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВК)-25 6/0,4-93-УХЛ1 КТПМ (ВК)-40 6/0,4-93-УХЛ1 КТПМ (ВК)-63 6/0,4-93-УХЛ1 КТПМ (ВК)-25 10/0,4-93-УХЛ! КТПМ (ВК)-40 10/0,4-93-УХЛ1 КТПМ (ВК)-63 10/0,4-93-УХЛ!
Зажим проходной ЗН24-4П 25В/ВУЗ, шт. 7 14 14 7 14 14 7 14 14 7 14 14
Рейка РЗ-2 /=125 мм 1 2 2 1 2 2 1 2 2 1 2 2
Крышка КТ-49, шт. 1 2 2 1 2 2 1 2 2 1 2 2
Скоба СП-1У, шт. 2 4 4 2 4 4 2 4 4 2 4 4
Провод ГОСТ 6323-79, м ПВ1х1,5 мм2 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30
ПВ1х2,5 мм2 42 42 36 42 42 36 15 15 15 15 15 15
ПВ1х6 мм2 70 20 25 70 20 25 14 6 11 14 6 11
ПВЗхЮ мм2 22 55 22 55 22 13 22 13
ПВЗх35 мм2 25 25 25 25
ПВЗХ16 мм2 22 76 22 76 22 13 22 13
Примечание:* При снятии с производства заменить: РЭ571Т на РЭ-13-2; 1=25 А; РЭ-571Т на РЭ-13-2;/н=63 А;
Подстанции. Расп, гделителъные ункты
Техническая характеристика КТПГ:
Мощность силового трансформатора, кВ • А 250, 400, 630
Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ: 6, 10
Номинальное напряжение на стороне НН, кВ: 0,4
Ток термической стойкости на стороне ВН
в течение 1 с., кА 20
Ток электродинамической стойкости на стороне ВН, кА 51
Ток термической стойкости на стороне НН в течении 1с., кА 10, 20
Ток электродинамической стойкости на стороне НН, кА 25, 50
Степень загрязнения изоляции по ГОСТ 9220-89 II, III
Исполнение ввода ВН воздушный, кабельный
(для УЗ — кабельный)
Исполнение вывода НН
Габариты, мм
однотрансформаторной КТПГ
двухтрансформаторной 2КТПГ
Масса 2КТПГ не более, кг
Степень защиты по ГОСТ 14254-96 для У1
Число отходящих линий для 2КТПГ
кабельный
2800x4000x3200
5000x8000x3200
6000
IP34
16
Рис. 4.3.52. КТПГ 6-10/0,4 кВ для городских сетей
На рис.4.3.53. приведен общий вид КТП 6-10/0,4 кВ для промышленности (КТПП) , а в табл. 4.3.9 — технические параметры КТПП.
На рис. 4.3.54 приведен общий вид КТП 6-10/0,4 кВ для питания погружных насосов нефтескважин (КТППН), а на рис. 4.3.55 — КТП 6-10/0,4 кВ для погружных насосов кустов нефтескважин (КТПКС).
Эти КТП применяются для питания электроэнергией, управления и защиты погружного насоса (для КТПКС четырех насосов) с электродвигателями типа ПЭД мощностью от 16 до 125 кВт и питания электроэнергией электродвигателей станков-качалок, а также передвижных токоприемников.
Техническая характеристика КТППН , КТПКС-
Мощность силового трансформатора, кВ*А 100, 250, 650, 800,
950, 1100, 1250
Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ: 6.10
Номинальное напряжение на стороне СН, кВ: 846-2406
(регулируемое)
Номинальное напряжение на стороне НН, кВ: Ток термической стойкости на стороне ВН 0,4
в течение 1 с., кА 20
Ток электродинамической стойкости на стороне ВН, кА Ток термической стойкости на стороне СН/НН 51
в течении 1с., кА 10/0,5
Ток электродинамической стойкости на стороне СН/НН, кА 25/16
Исполнение ввода ВН воздушное
СН,НН кабельное
Габариты, мм
КТППН 3750x1720x4500
КТПКС 7600x6300x3300
Масса не более, кг
КТППН 5000
КТПКС 6700
Степень защиты по ГОСТ 14254-96 IP54
Число отходящих линий, качалок КТПКС 12
Рис. 4.3.53. КТПП 6-10/0,4 кВ для промышленности
Рис. 4.3.54. КТППН 6-10/0,4 кВ для питания погружных насосов нефтескважин
Рис. 4.3.55. КТПКС 6-10/0,4 кВ для погружных насосов кустов нефтескважин
Таблица 4.3.9. Технические параметры КТПП
Параметр Значение параметра
Мощность КТПП, кВ • А
250 400 630 1000 1600* 2500*
Номинальное напряжение ВН, кВ 6,10
Номинальное напряжение НН, кВ 0,4; 0,69*
Ток электродинамической стойкости, ВН/НН, кА 51/25 51/50 51/50 51/50 51/70 51/100
Ток термической стойкости, в течении 1 с. ВН/НН, кА 20/16 20/20 20/20 20/20 20/30 20/40
Исполнение ввода ВН (снизу, сверху) кабельное
Исполнение вывода РУНН (вниз, вверх) шинный, кабельный
Габариты по набору РУНН
Масса — » —
Степень защиты по ГОСТ 14254-96 1Р31
Исполнение нейтрали по взаимному расположению РУНН глухозаземленная, изолированная* однорядное, двухрядное на разных уровнях обмотки*
Выключатели отходящих линий селективные*, неселективные
по специальному заказу
На рис. 4.3.56 приведен общий вид КТП 6-10/0,4 кВ универсального типа (КТПУ).
Техническая характеристика КТПУ:
Мощность силового трансформатора, кВ-А Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ: Номинальное напряжение на стороне НН, кВ: Ток термической стойкости на стороне ВН в течение 1 с., кА
Ток электродинамической стойкости на стороне ВН, кА
25,40, 63, 100, 160
6, 10
0,4
20
51
Ток термической стойкости на стороне НН в течении 1с., кА 10
Ток электродинамической стойкости на стороне НН, кА 25
Степень загрязнения изоляции по ГОСТ 9220-89 II
Исполнение ввода ВН воздушный
Исполнение вывода НН воздушный, кабельный
Габариты, мм 2000x2000x4500
Масса, не более, кг 2260
Степень защиты по ГОСТ 14254-96 для У1 IP34
Остальные элементы IP00
Число отходящих линий, не более 4
Рис. 4.3.56. КТПУ 6-10/0,4 кВ универсальная
Обозначение схемы электрических соединений вспомогательных цепей в зависимости от типа КТП приведено см. табл. 4.3.5.
Сборочные единицы электротехнической продукции для ремонта и модернизации действующего электрооборудования КТП приведены в табл. 4.3.10.
Таблица 4.3.10. Сборочные единицы электротехнической продукции для ремонта и модернизации действующего электрооборудования КТП
Наименование Технические данные Назначение
Низковольтная панель с приборами Автомат ВА 57 35 341810 20 УХЛ 3. Количество отходящих линий — 4,6 Ток н.н. —50...400 А КТПК (ВВ); КТПК ВК) КТПК(КК) от 100...250 КТПК (ВВ) КТПК (ВК) КТПК (КК)
Высоковольтный ввод Изолятор опорный ИОР-10-7.5-Ш УХЛ — 2...6 шт. Изолятор проходной ИПУ-10/630-7,5УХЛ 1 — 3 шт. КТПК
Шкаф высокого напряжения Изолятор опорный ИОР 10 7,5 Ш УХЛ — 2...9 шт. Изолятор проходной ИПУ-10/630-7,5 УХЛ 1 — 3 шт. Предохранители: ПКТ 101 6(10) 20 31,5 УЗ ПКТ 101 10 16 31,5 ПКТ 102 6 40 31,5 ПКТ 102 10 31,5 31,5 КТПШ (ВВ) КТПШ (ВК) 1
Шкаф низкого напряжения Автомат ВА 57 35 341810 20 УХЛ 3 Количество отходящих линий -3,4 Ток н. от 50...250 А КТПШ (ВВ) 1 КТПШ (ВК)
Шкаф уличного освещения Выключатель автоматический ВА-16-26 Счетчик активной энергии Реле времени 2РВМ 220 Пускатель ПМЛ-5102 Предназначен для управления сетями уличного освещения городов и населенных пунктов. Имеет два режима освещения: вечерний и ночной
Шкаф учета электрической энергии Счетчик активной и реактивной энергии Предназначен для учета активной и реактивной энергии в сетях 0,4 кВ в ЩРО-94
Кронштейн Изолятор штыревой ШФ-10Г-3 шт. Разрядник РВО-6(Ю) — 3 шт. КТПК КТПШ
Кронштейн Изолятор штыревой ШФ-10Г— 3 шт Изолятор штыревой НС-18 — 15 шт Разрядник РВО-6(Ю) — 3 шт КТПК КТПШ
Шкаф низкого напряжения Автомат АП 50 Б2 МЗТО Число отходящих линий — 2,3 Ток.н=25...63 А КТПМ
Низковольтная панель с приборами Автоматы ВА 51 39, ВА 57 35. Число отходящих линий до 8. Ток н.= 50...400 А КТПК-630
Установка разъединителя РЛНД-10 на опоре Изолятор штыревой ШФ-10Г-2шт Привод ПРИЗ - 10 У1. Разъединитель трёхполюсный РЛНД1-10/400 КТПК КТПШ
4.3.9. КТП 10/0,4 кВ блочного типа
В настоящее время вблизи больших городов в больших объемах разворачивается строительство коттеджей, и в частности, в Московской области. Для электроснабжения этих объектов требуется сооружение ВЛ 10 и 0,4 кВ, в отдельных случаях — кабельных линий указанных классов напряжения, а также трансформаторных подстанций.
Большая часть питающих ВЛ 10 кВ сооружается в габаритах ВЛ 35 кВ с подвеской сталеалюминиевых проводов АС 120/19 и АС 150/24, необходимых для передачи большой мощности, поскольку участки, выделяемые под строительство коттеджей, рассчитаны на размещение 400 и более домов. Остановимся лишь на сооружении понижающих трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4, предназначенных, в частности, для электроснабжения коттеджей. Заказчиком таких подстанций является НПО «Мощность», подрядчиком — АО «Электросетьстрой» и его подразделения.
В настоящее время здания трансформаторных подстанций сооружают из кирпича, блоков, панелей, металла. При рассмотрении предоставленной заказчиком проектной документации АО «Электросетьстрой» вместо предусмотренных в проекте зданий ТП в кирпичном исполнении было предложено сооружать подстанции из объемных железобетонных блоков. Такая конструкция здания наиболее индустриальна, ее можно изготовить в заводских условиях. Конструктивно подстанцию выполняют отдельно стоящей, которая состоит из пяти объемных железобетонных блоков (рис. 4.3.57), изготовляемых на Воскресенском заводе ЖБИ. Блоки комплектуются необходимыми электротехническими устройствами, поставляемыми на ЗЖБИ с Подольского экспериментального электротехнического завода. На место установки и монтажа блоки доставляют на грузовых трайлерах. Подстанция рассчитана на установку двух силовых трансформаторов напряжением 6-10/0,4 кВ, мощностью до 630 кВ*А каждый.
Рис. 4.3.57. Общий вид трансформаторной подстанции из объемных железобетонных блоков:
1 — БТ-1; 2 — БТ-2; 3 — БТ-3; 4 — БТ-4; 5 — БТ-5
Подстанция компонуется из следующих блоков:
• БТ-1 и БТ-2, в которых располагаются шиты управления, соответственно, трансформатором № 1 и 2;
• БТ-3 и БТ-5, в которых размещаются соответственно трансформаторы № 1 и 2;
• БТ-4 — блок-камера.
Габариты и масса блоков приведены в табл. 4.3.11.
Размеры площадки, занимаемой подстанцией, составляют 9,3x6,4 м, объем, занимаемый строительными конструкциями, — 177,4 м3.
Продолжительность монтажа подстанции, включая доставку блоков на место производства работ, не превышает 2...3 недели. Для подстанции блочного типа предусмотрено два варианта фундаментов.
Первый вариант — фундамент из железобетонных блоков (ленточный фундамент). При его сооружении вначале обозначаются оси фундаментов. Если площадка, выделенная для установки подстанции, неровная, то сначала ее выравнивают согласно отметкам, указанным в проекте. Затем экскаватором отрывают траншеи требуемой глубины, производят подсыпку и трамбование песчано-гравийной смеси, после чего осуществляется монтаж железобетонных блоков фундамента. По окончании сооружения фундамента внутри него на глубине 1 м закладывают асбоцементные трубы, в которых прокладывают кабели высокого и низкого напряжения (кабельные каналы). В верхней части фундамента перед установкой блоков выполняется изоляционный слой. Фундамент проверяют на соответствие проектным отметкам — как вертикальным, так и горизонтальным
Второй вариант — фундамент из железобетонных стоек УСО, размеры которых выбирают в зависимости от грунтовых условий площадки строительства. Железобетонные стойки УСО устанавливают в сверленые котлованы, затем по поверхности стоек монтируется сварная рама, изготовленная из швеллеров. В этом варианте сооружение кабельного канала также необходимо. Он выполняется из бетона после окончания производства земляных работ.
Таблица 4.3.11. Габариты и масса блоков
Тип блока Габариты, мм Масса блока с оборудованием, т
высота длина ширина
БТ-1 2800 4670 2740 10,2
БТ-2 2800 4670 2740 10,5
БТ-3 2800 4000 3104 10,85
БТ-4 2800 4000 3103 8,43
БТ-5 2800 4000 3103 8,43
Монтаж железобетонных блоков подстанции на фундаменте осуществляют с помощью автокрана грузоподъемностью 16 т непосредственно с трайлера. Поставка блоков с завода-изготовителя производится после получения сообщения о готовности фундамента и о дате принятия блоков на монтажную площадку. Непосредственно монтаж блоков осуществляется в течении 1...2 дней, после чего производится заделка швов между стеновыми панелями и панелями крыши. Отделочные работы, включая покраску здания как внутри, так и снаружи, выполняют после окончания пусконаладочных работ.
Необходимо отметить, что все работы, начиная от нулевого цикла (сооружения фундамента) и включая монтаж блоков подстанции, а также пусконаладочные работы осуществляются одной бригадой. Согласно договору с заказчиком подрядчик сдает объект «под ключ».
В комплект электрооборудования подстанции входят распределительное устройство 6-10 кВ, состоящее из семи камер КСО-366, и распределительное устройство 0,4 кВ, включающее восемь панелей ЩО-70. Ввод в подстанцию — кабельный. Принципиальная электрическая схема подстанции, приведенная на рис. 4.3.58 применяется в распределительных сетях только Московской области.
Камеры КСО-366, панели ЩО-70 и другое электротехническое оборудование подстанции комплектуется заводом-поставщиком согласно опросным листам, предоставляемым заказчиком или подрядчиком.
Блочная подстанция может быть использована как при двухлучевой, так и при петлевой схемах электроснабжения.
Вентиляция всех помещений подстанции — естественная, через жалюзные решетки. Для обеспечения более эффективного направления потока воздуха в камерах трансформаторов предусмотрен специальный потолок.
Воскресенским ЖБИ совместно с институтом «Энергосетьпроект» разработана и изготовлена КТП-10/0,4 кВ тупикового типа мощностью до 400 кВ-А. выполненная в объемном железобетонном блоке. Опытные испытания этой подстанции прошли успешно. Размер площади, занимаемой подстанцией, составляет 3,1x4 м. Ввод в подстанцию предусмотрен воздушный. Следует отметить, что для прокладки кабелей в подземной части подстанции предусмотрен кабельный канал, выполненный из асбестоцементных труб диаметром 100 мм. После прокладки на требуемой отметке трубы заливаются бетоном марки Ml00 и обмазываются горячим битумом (два раза).
Киосковая ТП Воскресенского завода железобетонных изделий. Трансформаторная подстанция тупикового типа с вводами 6-10 кВ — воздушными; с выводами 0,4 кВ — воздушными и кабельными (рис. 4.3.59).
КТП выполнена в железобетонном блоке; имеет две секции, разделена железобетонной перегородкой, в одной секции находится трансформатор и высоковольтный предохранитель в другой — низковольтное распределительное устройство.
Технические характеристики ТП:
Напряжение, кВ 6-10/0,4
Мощность трансформаторов, кВ*А от 63 до 400
Число отходящих линий 0,4 кВ 4
Масса подстанции (без трансформатора), т 10,5
Подстанция может быть возведена на любых грунтах и основаниях.
Шифр подстанции КТП-ТВ-БТ-ХХХ-10/0,4-94 У1
Транспортировка подстанции автомобильным и железнодорожным транспортом.
00l£
Рис. 4.3.59. Блочная ТП 6-10/0,4 кВ, выпускаемая Воскресенским заводом железобетонных изделий: а — компановка оборудования в здании;
б — схема электрических присоединений
Рис. 4.3.59. Окончание
Проект «Установка трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ тупикового типа мощностью до 400 кВА в объемном железобетонном блоке Воскресенского завода» 03.0001.С-95 разработан АО «РОСЭП».
В табл. 4.3.12 дана техническая характеристика КТП-ТВ-БТ мощностью до 400 кВ*А. Стойкость к токам короткого замыкания сборных шин НН и ответвлений от них к отдельным аппаратам на сборке НН приведена в табл. 4.3.13.
Таблица 4.3.12. Техническая характеристика КТП-ТВ-БТ до 400-10/0,4-94 У1*
Показатели Мощность КТП, кВ - А
63 | 100 I 160 | 250 400
Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ 6-10
Номинальное напряжение на стороне НН, кВ 0,4/0,23
Число отходящих силовых фидеров 3 3 3 4 4
Номинальные токи отходящих фидеров, А:
Линия № 1 40 40 80 80 100
Линия № 2 63 100 166 100 100
Линия № 3 40 80 100 160 250
Линия № 4 — — — 250 250
Номинальный ток фидера уличного освещения 16 16 16 25 25
ТВ — тупиковый, воздушный ввод;
БТ — в железобетонном блоке;
400 — 63; 100; 160; 250; 400 кВ-А
Таблица 4.3.13. Стойкость к токам КЗ сборных шин НН и ответвлений от них к отдельным аппаратам на сборке НН
Мощность, кВ - А Ток номинальный НН, А Ток электродинамической стойкости (амплитудное значение) кА Ток термической стойкости, кА
63 91 21 6,3
100 144 21 6,3
160 232 21 8,0
250 362 26 10,0
400 580 51 20,0
Примечания:
1. Коэффициент сборности — 0,8,
2. Вероятность безотказной работы — 0,95.
3. Средний ресурс до капремонта — 8 лет.
4. Период безотказной наработки — 69 000 ч
4.3.10. КТП, выполненные с использованием отечественного и зарубежного оборудования
Киосковые ТП 6-10/0,4 кВ, выполненные с использованием отечественного оборудования 0,4 кВ и КСО 10 кВ серии 8DJ10 фирмы «Сименс». Трансформаторные сетевые подстанции удовлетворяют всем возможным требованиям, предъявляемым к подстанциям для электроснабжения городов и предприятий, а также сельских энергопотребителей. Они являются экономичными для заказчиков и позволяют смонтировать в них различные виды электрооборудования (рис. 4.3.60).
Большим преимуществом этих сетевых трансформаторных подстанций является многообразие типоисполнений их зданий и габариты.
Они особенно удобны для их установки на холмистом рельефе местности и могут пристраиваться к зданиям.
Внешний вид зданий подстанций может быть оптимально приспособлен к местным архитектурным условиям.
Все материалы, такие как бетон, горячеоцинкованная сталь и алюминий не требуют технического ухода и имеют большой срок службы даже при агрессивных атмосферных условиях
Концепция применения этих трансформаторных подстанций предусматривает прежде всего их использование для распределительных пунктов электроснабжения на низком напряжении, а также для специальных потребителей, подключаемых к высоковольтной кабельной сети.
Подстанции 6-10/0,4 кВ фирмы «ЭЗОИС», помещение которых выполнено из пенобетона.
БКТП 2x630 кВ-А
Перспективная малогабаритная БКТП — заводского изготовления, отдельно стоящая, проходного типа, с кабельным вводом на 3 кабельные линии, напряжением 10/0,4 кВ, мощностью 2x630 кВ*А (рис. 4.3.61 и 4.3.62).
Здание БКТП выполнено из пенобетона в виде объемного блока.
На рис. 4.3.63 и 4.3.64 приведена комплектная трансформаторная подстанция из железобетонных объемных элементов — БКТПу.
Рис. 4.3.60. Возможные планировки «компактных» подстанций с оборудованием российского производства КСО-Ю типа 8DJ10:
а — двухтрансформаторная подстанция (второй трансформатор условно не показан);
б — городская однотрансформаторная подстанция; в — сельская абонентская однотрансформаторная подстанция
Трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ
Рис.4.3.61. Внешний вид БКТП
Рис. 4.3.62. Габариты здания БКТП
Рис. 4.3.63. Комплектная трансформаторная подстанция из железобетонных объемных элементов БКТПу: а — схема; б — план
1 — сборки 6-10 кВ с однополюсными разъединителями; 2 — трехполюсныи разъединитель; 3 — выключатель нагрузки, 4 — силовые трансформаторы.
5 — накладка для заземления; 6 — контакторные станции; 7 — рубильники на 1000 А;
8 — сборки с предохранителями и отходящими кабелями напряжением до 1000 В; 9 — сетчатые двери; 10 — лестница; 11 — щиток собственных нужд; 12 — люк; 13 — камера КСО-366;
14, 15 — объемные блоки
А-А
БКТПу-2х630
Рис. 4.3.64. Электрическая схема (а) и компоновка оборудования БКТПу (б)
Блочные трансформаторные подстанции кабельные (БКТПК) — заводского изготовления, отдельно стоящая, проходного типа, с высоковольтным кабельным вводом на две кабельные линии, напряжением 10/0,4 кВ, мощностью 250-630 кВ • А, имеет по желанию заказчика низковольтный кабельный или воздушный вывод, выполненный самонесущими проводами (рис. 4.3.65; 4.3.66 и 4.3.67).
Здание БКТПК и её кабельные каналы выполнены в виде объемного блока из композитных панелей (фибробетон-пенобетон).
Рис. 4.3.65. Габаритные размеры здания БКТПК
Рис. 4.3.66. Компоновка оборудования БКТПК:
1 — трансформатор 630 кВ • А;
2 — ВН КРУ-10, моноблок 8DJ10 на 3 присоединения (2 кабеля + 1 трансформатор) с элегазовыми выключателями нагрузки;
3 — щит НН, малогабаритный щит TR-8 на 8 присоединений (0,4 кВ, 1200 А) с предохранителями; 4 — щит наружнего освещения
Рис. 4.3.67. Электрическая схема БКТПК:
1 — трансформатор; 2 — сборка 6-10 кВ; 3 — сборка 0,4 кВ;
4 — помещение абонента
Блочная комплектная трансформаторная подстанция мощностью 2x630 кВ-А с ипользованием оборудования Франции и Германии. При комплектации ТП 6-10/0,4 кВ используют ячейки с элегазовыми выключателями нагрузки на 3...4 присоединения фирмы «Сименс» (Германия), а также выключатели воздушные 6-10 кВ и низковольтные рубильники производства фирм Франции, которые применяют в городах. Компоновка оборудования БКТП приведена на рис. 4.3.68. На рис. 4.3.69 приведена компоновка оборудования в тупиковой КТП.
На рис. 4.3.70 ...4.3.72 приведены подстанции с оборудованием КРУ-TEL на стороне ВН с воздушными вводами, выполненными проводами SAX. Компоновка выключателей НН — обычная.
Рис. 4.3.68. Компановка оборудования БКТП:
1 — трансформатор 630 кВ-А; 2 — ВН КРУ-10, компактный моноблок С24 на 4 присоединения (3 кабеля + 1 трансформатор) с элегазовыми выключателями нагрузки; 3 — щит НН, малогабаритный щит TR-10 на 8 присоединений с предохранителями; 4 — АВР на моторизованных автоматических выключателях
2000
Рис. 4.3.70. Блочная КТП
Мощность трансформатора, кВ-А /ном QF1, А /ном, А
QF2 QF3 QF4 QF5 QF6 QF7
630 400 250 160 100 1000 530 400 250 160 250 250 250 160 100 160 160 160 80 63 160 160 100 63 40 160 160 80 63 40 100 100 100 100
Рис. 4. 3.71. Электрическая схема трансформаторной подстанции с использованием вакуумных выключателей ТП киоскового типа с воздушными вводами
Рис. 4.3.72. План расположения электрооборудования трансформаторной подстанции
КТП 6—10/0,4 кВ, выпускаемые фирмой «Укрэлектроаппарат» (Украина)
Комплектная трансформаторная подстанция КТП 63-400/10/0.4-У1 (рис. 4.3.73 и 4.3.74), выпускаемая двух типов: КТШ63-400/10/0,4-У1 — тупикового типа и КТП2 63-400/10/0,4-У1 — проходного типа, предназначены для применения в сетях сельскохозяйственного назначения. Схема подстанции — тупикового и проходного типа, высоковольтный ввод — воздушный, выполнение отводов отходящих линий — воздушные и кабельные
В КТП предусмотрены линии наружного освещения. Отличие КТП проходного типа в том, что ее устройство позволяет подключить потребителя к двум высоковольтным линиям.
На стороне низшего напряжения установлены автоматические выключатели.
Технические характеристики КТП 63-400/10/0,4-У1:
Мощность силового трансформатора, Охлаждение
Схема соединения обмоток
Номинальное напряжение на стороне высшего напряжения (ВН), кВ Номинальное напряжение на стороне низшего напряжения (НН), кВ
кВ-А 63,100,160,250,400
масляное естественное
Y/Yh; D/Yh
6; 10
04
Рис. 4.3.73. КТП 63-400 кВ*А тупикового типа
1600
Подстанции трансформаторные комплектные КТП25—250/ 10/0,4-У! представляют собой однотрансформаторные подстанции тупикового типа наружной установки и служат для приема электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц напряжением 6 или 10 кВ преобразования ее в электроэнергию напряжением 0,4 кВ (рис. 4.3.75)
Подстанции предназначены для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, отдельных населенных пунктов и небольших промышленных объектов.
КТП имеет следующие основные части:
• устройство со стороны высшего напряжения (УВН);
• трансформатор силовой наружной установки;
• распределительное устройство со стороны низшего напряжения (РУНН) с автоматическими выключателями на отходящих линиях.
Комплектно с КТП поставляется разъединитель наружной установки типа РЛНД-10 с приводом, а также площадка обслуживания шкафа РУНН
Тип КТП Мощность, кВ-А Номинальный ток, А и число отходящих линий Габаритные размеры, мм Масса, не более, кг
КТП тупиковая 63 63 — 2 шт.; 80 — 1 шт. 1900x1600x4530 1850
100 63 — 2 шт.; 80 — 1 шт.; 100 — 1 шг. 1900
160 80—2шт.; 100 — 1 шг.; 160 — 1 шг. 2920
250 100 — 2 шт.; 200 — 2 шт. 2155
400 100 — 2 шт.; 160 — 1 шт.; 200 — 1 шт.; 400 — 1 шт. 2900
КТП проходная 63 63 — 2 шт.; 80 — 1 шт. 2780x1600x4520 2350
100 63 — 2 шт.; 80 — 1 шт.; 100 — 1 шг. 2400
160 80—2шт.; 100 — 1шг.; 160 — 2 шг. 2420
250 100 — 2 шт.; 200 — 2 шт. 2655
400 100 — 2 шт.; 160 — 1 шт.; 200 — 1 шт.; 400 — 1 шт. 3400
Рис, 4.3.74. Схема принципиальная КТП 63-400 кВ-А
1450 max
Рис. 4.3.75. КТП 25-250 кВ-А:
а — внешний вид; б — электрическая схема
Комплектные трансформаторные подстанции для городских сетей КТПГС 250~630/10/0,4-У1 мощностью 250, 400, 630 кВ*А,, напряжением 10-6/0,4 кВ (рис. 4.3.76 и 4.3.77).
Комплектные трансформаторные подстанции КТПГС проходного и тупикового типа предназначены для приема, преобразования и распределения электрической энергии в однолучевой и петлевой схемах электроснабжения городских электрических сетей.
Подстанции изготавливают следующих исполнений:
• с изолированной или компенсационной нейтралью на стороне ВН;
• с глухозаземленной нейтралью на стороне НН;
• однорядные;
• с одним или двумя трансформаторами;
• с неизолированными шинами;
• вводы на стороне ВН: кабельный (снизу), воздушный;
• выводы на стороне НН — кабельные (вниз).
Рис. 4.3.75. Окончание
! 5 о i в 5 э ! 8 5 о КГП63/10/0.4-96-У1 КГП40/10/0.4-9&-У1 КТП25/10/0.4-96-У1 S3 и 1
о О СП о CD о СП о ст> о CD Номинальное напряжение, кВ Сторона высшего напряжения
14,45] § SZ‘6 СП СП 9,62 00 2 |б,06 | tO 00 3,85 £ о трансформатора Номинальный ток, А
00 СП о о 00 СП 55 8 о CD 00 о СП 00 плавкая вставка предохранителя
£ D 8 о 144,3 СО О СП 00 CD трансформатора Сторона низшего напряжения
00 о 8 о о 00 СП 00 СП линия №1
СП о 8 8 CD 00 CD 00 00 СП линия №2
§ 8 00 о о 1 линия №3
to о 1 1 1 линия №4
Ст) СП Ст) 55 CD CD линия наружного освещения
1559 5 1028 g с£> сл СО о Масса с трансформатором, кг
Трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ
Технические характеристики КТПГС-250 КТПГС-400 КТПГС-630
Мощность трансформатора, кВ • А Частота, Гц Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ Номинальное напряжение на стороне НН, кВ Номинальный ток, А и количество отходящих линий Ток термической стойкости на стороне ВН, А Ток электродинамической стойкости на стороне ВН, кА Ток термической стойкости в течение 1 с на стороне НН, А Ток электродинамической стойкости на стороне НН, кА Уровень изоляции по ГОСТ 1516.1-76 Габаритные размеры, мм Масса, кг 250 50 5; 10 0,4 400 — 1 шг. 250 — 1 шг. 100 —2шг. 10 26 8 11,3 норк 2Е 3990 400 50 5; 10 0,4 400 — 2 шг. 250—2 шг. 100—2шг. 10 26 12,8 25 гальная изол! >40x4240x291 4730 630 50 5; 10 0,4 400 —2 шг. 250 —2 шг. 100 —4шг. 20 51 16,5 35 яция 35 4950
Рис. 4.3.76. КТПГС 250-630/10/0,4-У1
Рис. 4.3.77. Схема принципиальная
КТПГС 250-630/10/0,4 У1
Комплектные трансформаторные подстанции КТП 400-1000/ 10/0,4-У1 и 2КТП 400-1000/10/0,4-У1 предназначены для электроснабжения в установках трехфазного переменного тока напряжением 6-10 кВ (рис. 4.3.78).
В состав КТП (2КТП) входят:
• устройство со стороны высшего напряжения — шкаф глухого ввода ВВ-1 или шкаф с выключателем нагрузки ВНП — ШВВ-2У1;
• силовой трансформатор: один — для КТП, два — для 2КТП, типа ТМФ-400, ТМФ-630, ТМФ-1000;
• распределительное устройство низшего напряжения РУНН 0,4 кВ, состоящее из шкафов ввода низшего напряжения, секционного шкафа — для двухтрансформаторной подстанции и шкафов отходящих линий.
Блок РУНН заключен в оболочку с резиновым уплотнением дверей и двойной крышей для предохранения от воздействия солнечной радиации.
Подстанции выпускают в одно- и двухтрансформаторном исполнении с заземленной нейтралью на стороне НН, однорядные.
Подстанции поставляют укомплектованными соединительными устройствами, шинопроводами, сборными шинами и межшкафными соединениями
Технические характеристики КТП-400 2КТП-400 КТП-630 2КТП-630 КТП-1000 2КТП-1000
Мощность силового трансформатора, кВ • А 400 630 1000
Частота переменного тока, Гц 50 50 50
Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ 6; 10 6; 10 6; 10
Номинальное напряжение на стороне НН, кВ 0,4 0,4 0,4
Номинальный ток сборных шин, кА УВН 0,4 0,4 0,4
РУНН 0,58 0,91 1,45
Ток предохранителя УВН, А для 6 кВ 80 100 160
для 10 кВ 50 80 80
Рис. 4.3.78. КТП 6-10/0,4 кВ мощностью 630 кВ*А (КТП 630/10/0,4-У1)
Комплектные трансформаторные подстанции КТП 250—2500/ 10/0,4-УЗ и 2КТП 250—2500/10/0,4-УЗ предназначены для электроснабжения в установках трехфазного переменного тока напряжением 6-10/0,4 кВ.
В состав подстанции входят:
• устройство со стороны высшего напряжения — шкаф глухого ввода ВВ-1 или шкаф с выключателем нагрузки ВНП — ШВВ-2УЗ.
• силовой трансформатор: один — для КТП, два — для 2КТП:
а) масляные ТМ-250, ТМФ-400 — для КТП 250-400;
б) масляные и сухие ТМЗ и ТСЗЛ для КТП 630-2500;
• распределительное устройство низшего напряжения РУНН 0,4 кВ, состоящее из шкафов ввода низшего напряжения, секционного шкафа — для двухтрансформаторной подстанции и шкафов отходящих линий.
Подстанции выпускают в одно- и двухтрансформаторном исполнении с заземленной и изолированной нейтралью на стороне НН, однорядные, двухрядные
Подстанции поставляют укомплектованными соединительными устройствами, шинопроводами, сборными шинами и межшкафными соединениями на транспортных швеллерах.
Принципиальная электрическая схема КТП мощностью 630 кВ*А и параметры оборудования , входящего в ее состав приведены на рис. 4.3.79, а мощностью 1000 кВ*А — на рис. 4.3.80.
Рис. 4.3.79. Схема принципиальная КТП мощностью 630 кВ*А
Тип оборудования Габаритные размеры, мм Масса, не более, кг
Шкаф ввода высокого напряжения ШВВ-2У1 880x950x1925 340
Шкаф глухого ввода ВВ-1У1 625x430x1108 54
Шкаф ввода НН-ШНВ-У1 780
Шкаф отходящих линий ШНЛ-У1 600x1150x2425 520
Шкаф секционный ШНС-У1 для двухтрансформаторной подстанции 530
Силовой масляный трансформатор мощностью, кВ • А 400 1070x1590x1770 1820
630 1820x1025x1550 2330
1000 2080x1225x1670 3245
Рис. 4.3.79. Окончание
Рис. 4.3.80. Комплектная трансформаторная подстанция КТП 1000/10/0 4-84-УЗ
Технические характеристики КТП-250 КТП-400 КТП-630 КТП-1000 КТП-1600 КТП-2500
Мощность силового трансформатора, кВ-А 250 400 630 1000 1600 2500
Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10
Номинальное напряжение на стороне 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 0,25 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4
РУНН 0,4 0,58 0,91 1,45 2,31 3,61
Тип оборудования Габаритные размеры, мм Масса, не более, кг
Мощность, кВ • А Мощность, кВ • А
250...1000 1600 2500 250...1000 1600 2500
Шкаф ввода высокого напряжения ШВВ-2УЗ 880x950x1925 340 —
Шкаф глухого ввода 625x430x1108 625x530x70 54
Шкаф ввода НН без перегрузки с перегрузкой 600x1050x2200 — 530 —
— 600x1350x2200 — 1010
— 600x1350x2200 — 1010
Шкаф секционный 600x1050x2200 — 425 —
— 600x1350x2200 — 615
Шкаф линейный 600x1050x2200 — 390 —
— 600x1350x2200 — 690
Рис. 4.3.80. Окончание
КТП в пластиковом корпусе (КТП-1О-П). Комплектные трансформаторные подстанции с металлическим корпусом имеют ряд существенных недостатков:
1. Корпус тяжелый, что затрудняет монтаж, демонтаж и перевозку.
2. Для изготовления корпуса требуется значительный расход металла — свыше 1 т.
3. Корпус обладает высокой теплопроводностью, что приводит к резким и частым изменениям температурновлажностных условий внутри КТП.
В результате таких изменений на поверхности изоляторов образуется роса. По увлажненной и загрязненной поверхности отмечаются частые случаи перекрытий и отключений. Частые изменения температуры и влажности внутри КТП отрицательно влияют на измерительную аппаратуру, на их долговечность.
4 Для предотвращения коррозии требуется периодическая покраска.
Указанных недостатков не имеет КТП в пластиковом корпусе, которая разработана, изготовлена и смонтирована для эксплуатационной проверки институтом «Сельэнергопроект» и Азовским электромеханическим заводом Главсельэлектросетьстрой.
Корпус КТП-10-П состоит из металлического каркаса, на котором крепятся пластиковые панели и торцевые двери с крышкой сверху.
Основные характеристики подстанции 10/0,4-П:
Мощность. кВ*А 250
Габариты, мм 2100x1700x1500
Масса корпуса (стеклопластиковая часть), кг 87
На рис. 4.3.81...4.3.85 приведены отдельные сведения о КТП-10-П
Компоновка КТП-10-П: трансформатор 250 кВ*А располагают в центре; по торцам располагают распредустройства низкого и высокого напряжения.
Для осмотров и других эксплуатационных работ у распредустройств в торцах имеются двери.
Под крышкой предусмотрено кольцевое отверстие для вентиляции в жаркое время года. Края крышки снабжены напусками, чтобы предотвратить попадание влаги. В районах с загрязненной атмосферой кольцевое отверстие закрывается сеткой. Крышка снабжена четырьмя отверстиями для демонтажа.
В качестве основного фундамента предусматривается железобетонная плита. Однако, как и обычная подстанция с металлическим корпусом возможно использование тавровых балок.
Корпус КТП изготавливался контактным формованием. Формование элементов производится следующим образом:
• поверхность формы смазывают;
• накладывают защитно-декоративное покрытие;
• по защитно-декоративному покрытию накладывают 3...4 слоя пропитанной компаундом стеклоткани.
1580
Схема принципиальная однолинейная
Рис. 4.3.81. Модуль силового трансформатора:
1 — трансформатор; 2 — предохранитель 6-10 кВ; 3 — разрядник 6-10 кВ; 4 — изолятор сборных шин 0,4 кВ; 5 — разрядник 0,4 кВ
Рис. 4.3.82. Модуль предохранителей и разрядников 6-10 кВ
Полимеризацию деталей производят в обычных условиях при комнатной температуре
Сборку корпуса выполняют на болтах и др. крепежных элементах, Опытный образец КТП-10-П был смонтирован в 1989 г. в совхозе «Борец» Раменского района Московской области. За время эксплуатации замечаний не было.
Внутри КТП-10-П равные температурно-влажностные условия: зимой тепло, а летом, в жаркое время — прохладно, то есть обстановка наибольшего благоприятствования для оборудования и аппаратуры. Росы не бывает.
В дальнейшем предусматривается совершенствование КТП-10-П путем улучшения характеристик:
Рис. 4.3.83. Модуль щита НН
1. Повысить огнестойкость стеклопластика. В настоящее время использованный для КТП стеклопластик применяется на судах, в вагонах железных дорог, в качестве капотов на двигателях вездеходов «Буран» и др. объектах.
Огнестойкость стеклопластика может быть повышена путем добавок ан-типеренов и использования специально разработанной смолы ПН-62.
2. Упростить технологию изготовления путем разработки стандартных 1...2 типов элементов. Последняя должна изготавливаться горячим прессованием из прессматериалов.
3. После проведения эксплуатационных испытаний с проверкой механической прочности, дугостойкости и других параметров, намечаетсч разработка пластиковых корпусов для других видов электротехнического оборудования.
2000
Рис. 4.3.84. Модуль силового трансформатора (вид сверху)
Рис. 4.3.85. Фасады КТП-10-П
4.3.11. ТП 6-10/0,4 кВ закрытого исполнения
ТП 6—10/0,4 кВ для сетей сельской местности (двухэтажные). Сегодня в электросетях сельской местности применяют более 15-ти проектов закрытых ТП 6-10/0,4 кВ, имеющих одно назначение, но выполненных с разными схемами заполнения оборудованием, что само по себе создает трудности для их обслуживания и ремонта.
При установке электрооборудования распределительных устройств на открытом воздухе в шкафах предусматривается местный подогрев для обеспечения нормальной работы аппаратов, оборудования, реле и измерительных приборов. Все аппараты устройства располагаются на спланированной площадке на высоте не менее 0,2 м от уровня пола.
Открытые распределительные устройства значительно дешевле закрытых, так как не требуют строительства специальных помещений для аппаратов, приборов и т.д. Однако оборудование, аппараты и конструкции ОРУ, постоянно находящиеся на воздухе и подвергающиеся атмосферным воздействиям, работают в более тяжелых условиях, требуют более частого осмотра и большего внимания при эксплуатации. Кроме того, в этом случае устанавливается более дорогое оборудование — каплезащищенное или со специальным кожухом, исключающим попадание внутрь водяных брызг от дождя и снега.
На рис. 4.3.86 приведена известная и широко распространенная двухэтажная ТП типа ВВ-400.
Закрытая трансформаторная подстанция (ВВ-42-400-М5) состоит из отдельных помещений для распределительных устройств 6-10 и 0,4 кВ и силовых трансформаторов. Применяют одно- и двухтрансформаторные ЗТП, как правило, проходного типа с воздушными или кабельными вводами. Максимальная мощность одного трансформатора 1000 кВ "А. Основным типом оборудования современных ЗТП являются комплектные распределительные устройства 6-10 и 0,4 кВ. В ЗТП старых конструкций в эксплуатации находится еще и навесное оборудование 6-10 кВ (выключатели нагрузки, разъединители и т.д.), смонтированные непосредственно на стенах ЗТП.
На рис. 4.3.86 показана наиболее распространенная в сельской местности ЗТП с воздушными вводами и двумя трансформаторами мощностью 400 кВ • А каждый. Здание пдстанции двухэтажное. На первом этаже располагаются помещения для силовых трансформаторов и РУ 0,4, на втором — РУ 6-10 кВ. Для подъема на второй этаж служит металлическая лестница с площадкой, ограниченной металлическим барьером. Стены здания из кирпича, в последние годы в целях сокращения сроков и индустриализации строительства ЗТП собираются полностью из сборных железобетонных
йххшжшвд
Рис. 4.3.86. Закрытая трансформаторная подстанция проходного типа с воздушными вводами (ВВ-42-400-М5) а — общий вид:
1 — силовой трансформатор; 2 — РУ 8-10 кВ; 3 — лестница с площадкой; 4 — РУ 0,38 кВ б — схема электрических соединений
Рис. 4.3.86. Окончание
конструкций. В таких подстанциях РУ 6-10 кВ монтируется из камер КСО. а РУ 0,4 кВ — из панелей типа ЩО-70 (ЩО-59), ЩО-72, ЩО-94 и др.
На рис. 4.3.86, б показана схема электрических соединений ЗТП, оснащенной АВР на резервном вводе. Основной ввод питания подстанции осуществляется через выключатель нагрузки ВН-16, вводы отходящих линий через выключатели нагрузки ВНП-17, резервная линия подключена через масляный выключатель ВМГ-133 (ВМГ-10) и разъединители Для питания цепей защиты и автоматики на резервном вводе установлены трансформаторы тока ТПЛ-10 и трансформатор напряжения НОМ-10. В цепях силовых трансформаторов применены разъединители РВ-10. Секция шин 10 кВ защищена комплектом разрядников РВП-10, присоединенных к шинам через разъединители с заземляющими ножами.
Присоединение шин 0,4 кВ к трансформаторам осуществляется через рубильники с предохранителями при отсутствии АВР на стороне низшего напряжения или через рубильники и автоматические выключатели при наличии АВР. Шины 0,4 кВ секционируются с помощью рубильника при отсутствии АВР или рубильников и автоматического выключателя при наличии АВР. Отходящие линии 0,4 кВ, максимально возможное число которых по заполнению щита составляет 16. присоединяются к шинам через рубильники и предохранители.
С учетом необходимости, а также наличия оборудования схема заполнения РУ 6-10 кВ может иметь различные варианты по числу ячеек, виду оборудования.
Закрытая ТП с кабельными вводами 6-10 и 0,4 кВ (К-42-400-М2) представляет собой одноэтажное здание с помещениями для силовых трансформаторов, РУ 6-10 и 0,4 кВ, схемы заполнения которых аналогичны рассмотренным.
Трансформаторная подстанция (типовой проект К-42-400-М2) представляют собой распределительное устройство 6—10 кВ, состоящее из шин, выключателей нагрузки, секционных разъединителей, предохранителей, силовых трансформаторов и распределительного устройства напряжением 0,4 кВ. Шины, опорные изоляторы, разъединители, выключатели и предохранители напряжением 6-10 кВ устанавливают на стальных конструкциях в специальных камерах КСО-366.
Распределительное устройство представляет собой рапределительный щит напряжением 0,4 кВ, собираемый из панелей серии ЩО
Типовой проект подстанции К-42-400-М2 имеет различные модификации. Например, вместо выключателей нагрузки на вводных линиях могут быть масляные выключатели с разъединителями, вместо секционных разъединителей напряжением 6-10 кВ — секционный масляный выключатель, вместо автоматического включения резерва АВР на щите низкого напряжения — рубильник и вместо установочных автоматов — рубильники на отходящих фидерах.
На принципиальной схеме (рис. 4.3.87) легко проследить взаимодействие всех элементов установки. При исчезновении напряжения на одной секции шин напряжением 6-10 кВ трансформатор автоматически отключается на стороне напряжением 0,4 кВ. Включается автомат АВР и обе секции распределительного щита получают питание от одного из трансформаторов. Отпущенная потребителям электроэнергия при необходимости может учитываться и на стороне напряжения 0,4-0,23 кВ трехфазным счетчиком, включенным через трансформаторы тока
Приведем наиболее распространенные проекты ЗТП, используемые в электросетях сельской местности.
Наряду с приведенным пректом двух-трансфоматорной ЗТП типа ВВ-42-400-М5, широко применяющейся в последние 15 лет в сетях сельской местности, есть еще проект такой ЗТП для одного трансформатора, который обозначается как ВВ-41-400.
В проекте ВВ-42-400-М5 было использовано оборудование КРУ Германии (рис. 4.3.88). В «Мосэнерго» оборудованием Германии заполнены около 500 ЗТП, 120 РП 6-10 кВ, РТП — 111 шт.
Для ответственных потребителей (молочных ферм, птицефабрик, крупных жилых поселков и т.д.) сооружают подстанции, имеющие резервное питание на стороне 10 кВ В этих случаях рекомендуется строить закрытые подстанции. Их конструкции различны и зависят от схемы электрической сети. Так, при двухлучевой схеме питания подстанции последние могут иметь простую конструкцию, поскольку на стороне 10 кВ такой подстанции устанавливаются аппараты, предназначенные только для защиты трансформаторов. Подстанции с автоматическим включением резервного питания и автоматическим восстановлением режима имеют более сложную конструкцию. В узловых точках распределительных сетей, где имеет место три и более присоединений, с целью секционирования сети и для электроснабжения комплекса ответственных и мощных потребителей требуется сооружение узловых закрытых подстанций 10/0,4 кВ (УЗТП). Для них организовано производство малогабаритных комплектных распредустройст 10 кВ с вакуумными выключателями ВВМ-10 и двухярусным расположением ячеек. Вы-
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Линия № Ввод Ns1 Трансформатор напряжения и разрядники Трансформатор №1 Секционный выключатель Секционный №2 Трансформатор напряжения и разрядники Ввод NS2 Линия Na
Подстанции. Распределительные пункты
Рис. 4.3.88. Схема электрическая ТП 6-10/0,4 кВ типа ВВ-42-400-М.5, выполненная с использование КРУ Германии (КРУ типа CSJV)
пуск этих современных КРУ специально для сельских подстанций организован на Московском заводе «Электрощит».
В целях совершенствования электрооборудования, используемого в электрических сетях сельскохозяйственного назначения, освоено производство силовых трансформаторов напряжением 10/0,4 кВ в герметичном исполнении, без расширителя, с гофрированным баком, полностью заполненным маслом. Отсутствие контакта с окружающей средой исключает увлажнение, окисление и шлакообразование масла. Эти трансформаторы не требуют доливки масла в течение всего срока службы, удобны в обслуживании.
Выпускаемые в настоящее время Свердловским ЭМЗ одноэтажные КТПБ 10/0,4 кВ закрытого типа из панелей типа «сэндвич» занимают очень большую площадь. Для более экономичного использования территории ПС разработана конструкция КТПБ 10/0,4 кВ в двух вариантах: в двухэтажном исполнении и в одноэтажном исполнении без блока силовых трансформаторов (для силовых трансформаторов предусмотрено ограждение, без крыши).
С 1992 г. применены в этих подстанциях вакуумные выключатели ВВМ-10 и расширена сетка схем на стороне 10 кВ.
Для КТП 10/0,4 кВ, выпускаемых Курганским ЭМЗ, разработана модернизированная серия КТП с учетом габаритов применяемых в них силовых трансформаторов мощностью 250-630 кВ*А. Налажен серийный выпуск КТП 10/0,4 кВ с установленными в них новыми выключателями нагрузки типа ВНП (с пружинным приводом), В целях снижения материалоемкости этих КТП продолжается работа по их дальнейшей модернизации.
Разработан проект одноэтажных кирпичных закрытых трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ с воздушными вводами, с ячейками КСО 10 кВ и ЩО-70 0,4 кВ взамен двухэтажных подстанций, проект которых был выполнен Гипрокоммунэнерго. Упрощена строительная часть таких подстанций. Разработан также вариант КТП 10/0,4 кВ в кирпичном исполнении для районов с сейсмичностью 9 баллов.
Универсальные закрытые трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ разработаны институтом «Сельэнергопроект». Проект ЗТП предусматривает возможность применения вводов 10 кВ как воздушного так и кабельного исполнения. ЗТП проходного типа (рис. 4.3.89) используется в качестве узловой ТП, располагающейся в центре нагрузок (центральная усадьба хозяйства, промышленная зона и др.).
Изготовитель — Московский завод «Электрощит».
a
Примечание. Цифрами в кружках обозначены камеры присоединений
Рис. 4.3.89. Универсальная закрытая трансформаторная подстанция 6-10/0,4 кВ: а — горизонтальный разрез помещения; б — принципиальная электрическая схема УЗТП с воздушными вводами 6-10 кВ; в — то же с кабельными вводами 6-10 кВ
1, 10 — присоединения силовых трансформаторов Т1 и Т2, 2, 9 — вводы 6-10 кВ;
3, 8 — трансформаторы напряжения и разрядники, 4 — секционный выключатель;
5, 6 — отходящие линии 6-10 кВ; 7 — разъединитель секционный
Рис. 4.3.89. Окончание
Распределительная подстанция 6—10 кВ нового типа с выключателями нагрузки на отходящих присоединениях (рис. 4.3.90).
Подстанция позволяет:
• обеспечить быстрое и селективное отключение короткого замыкания в любой точке сети за счет взаимодействия масляного выключателя питающего ввода с выключателем нагрузки поврежденного присоединения (цикл «бестоковой паузы»);
• отказаться от высоковольтных предохранителей, устанавливаемых для защиты от к.з. на присоединениях с выключателями нагрузки, и этим исключить ряд связанных с ними негативных явлений (большие времена отключения при токах, не превышающих трех-пятикратной величины номинального тока плавкой вставки, большой разброс защитных характеристик и трудности обеспечения селективности предохранителей между собой, а также между предохранителями и релейной защитой);
• исключить автоматическое включение резервного питания на короткое замыкание;
• обеспечить селективное мгновенное отключение к.з. на шинах.
Такая подстанция сохраняет все достоинства подстанций с масляными или другими мощными выключателями на всех присоединениях, но при этом:
• капитальные затраты сокращаются в 1,5...2 раза;
• упрощается оборудование и значительно сокращаются расходы на его наладку и эксплуатацию.
Изготовитель такой подстанции — фирма «Эксперт» АО «МЭЛ- Мосп-ромэлектроконструкция».
Рис. 4.3.90. Трансформаторная подстанция 6-10/0,4 кВ:
а — схема АВР с автоматикой на выключателях нагрузки, выполняющих роль отделителей в бестоковую паузу; б — схема заполнения оборудованием помещения ЗТП *МЭЛ»
Ниже приведен перечень типовых проектов, применяемых в электросетях. ЗТП с кабельными вводами, 4-10 кВ, которые можно применить в сетях городов.
Перечень типовых проектов ЗТП, разработанных институтом «Гипрокоммунэнерго» и другими проектными организациями
1. Узловая закрытая трансформаторная подстанция (УЗТП) 6-10/0,4 кВ, разработанная институтом «Сельэнергопроект» (арх. №7 0010)
2. Закрытая трансформаторная подстанция 6-10/0,4 кВ типа К-42-400 с применением МВ на резервном вводе по схеме, разработанной институтом «Гипрокоммунэнерго».
3. Закрытая трансформаторная подстанция 6-10/0,4 кВ типа К-42-630 с применением МВ на резервном вводе по схеме, разработанной институтом «Гипрокоммунэнерго».
4. Закрытая трансформаторная подстанция ВВ-42-400 с применением МВ на резервном вводе по схеме, разработанной институтом «Гипрокоммунэнерго».
5. Закрытая трансформаторная подстанция 6-10/0,4 кВ типа В-42-400-М5 разработанная Ивановским отделением «Гипрокоммунэнерго», типовой проект 407-3-515.88
Возможно применение для электроснабжения неответственных потребителей сельского хозяйства из-за отсутствия ячейки с МВ на стороне высокого напряжения.
6. Трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ, разработанная институтом «Сельэнергопроект» на базе ТП В-42-400 «Гипрокоммунэнерго» с ячейками КСО-285 и КСО-386 (арх. №9.0138).
7. Трансформаторная подстанция 6-10/0,4 кВ из объемных железобетонных элементов (уголковых элементов с трансформаторами 100 и 160 кВ*А), типовой проект 407-3-442.87.
8. Трансформаторная подстанция 6-10/0,4 кВ из объемных железобетонных элементов (лотковых элементов с трансформаторами 100 и 160 кВ*А), типовой проект 407-3-443.87.
Назначение Рабочий ввод Секционный разъединитель Секционный разъединитель Трансформатор собственных Трансформатор распределитель- пункту трансформатору асинхронному двигателю статических конденсаторов
первичных соединений т @7L А г Г J I
Оперативный ток - Выпрямленный 220 В
Хврактерис-устройств релейной 3-х релейном исполнении Организация питания Реле контроля напряжения заряда блоки конденсаторов Максимальная в 2-х фазном 3-х релейном исполнении. Защита от замыкания в 2-х фазном 3-х релейном исполнении. в 2-х фазном 3-х релейном исполнении. Защита от перегрузки Защита от замыкания на сигнал включенная на Максимальная токовая защита без выдержки в 2-х фазном 3-к релейном исполнении. Защита от перегрузки в 2-х фазном 3-х релейном исполнении. замыкания на сигнал. Защита от повышения напряжения
двух фаз А и С. Защита от Защита от замыкания напряжения.
Нс"еТ 01 02 03 04 05 06 07 08 09
Рис. 4.3.90. Окончание
Трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ
9. Однофазная трансформаторная подстанция 10/0,23 кВ мощностью до 10 кВт на железобетонной опоре, типовой проет 407-3-343.83.
II. РТП
1. Распределительна трансформаторная подстанция на 2 трансформатора до 630 кВ-А (панельная), типовой проект 407-3-530.13.89
III. Комплектные ТП
1 Комплектная трансформаторная подстанция типа КТП ПВ-630, типовой проект 407-3-494.88, изготавливаемая Курганским электромеханическим заводом ССО «Сельэлектросетьстроя».
2. Комплектная двухтрансформаторная подстанция типа 2 КТП ПВ-630, типовой проект 407-3-495.88, изготавливаемая Курганским электромеханическим заводом.
3. Комплектная трансформаторная подстанция (киоскового типа) до 250 кВ*А, изготавливаемая Саратовским электромеханическим заводом, вместо КТП изготовляемых по типовым проектам: 407-3-272, 407-3-273.
IV. Менее перспективные ТП
1. Комплектные трансформаторные подстанции напряжением 6-10/0,4 кВ, изготавливаемых по типовым проектам: 407-3-272; 407-3-273.Так как они не надежны в работе, вместо них Саратовский электромеханический завод выпускает КТП (киоскового типа).
2. Комплектная трансформаторная подстанция типа КТП ТВ-630 и типа КТП ТК-630, поскольку эти КТП с мощными трансформаторами питаются по тупиковым схемам и не имеют МВ.
3. Трансформаторная подстанция из готовых индустриальных блоков с трансформаторами мощностью 2x400 кВ*А, типовой проект 407-3-232 на высокой стороне не имеет МВ, что не дает возможности монтажа АВР на стороне 6-10 кВ.
4. Трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ из железобетонных элементов, типовой проект 407-3-348.84 с трансформаторами 2x630 кВ • А, не могут применяться из-за отсутствия МВ на высокой стороне и отсутствия при этом возможности монтажа АВР на стороне 6-10 кВ.
5. Трансформаторная подстанция с двумя кабельными вводами 10(6) кВ на два трансформатора мощностью 2x630 кВ*А, типовой проект 407-3-316.172.
Невозможен монтаж АВР на стороне высокого напряжения из-за отсутствия МВ.
4.3.12. Трансформаторные подстанции 6—10/0,4 кВ закрытого исполнения (ЗТП), применяемые в городских электросетях
Трансформаторные подстанции (ЗТП), предназначенные для электроснабжения потребителей, отвечают условиям безопасности и удобного обслуживания электрооборудования. Их выполняют по типовым чертежам, разработанным специальными проектными организациями.
По исполнению ТП могут быть с одним или двумя вводами, одно- и двухтрансформаторными. Для надежного снабжения потребителей применяют, как правило, двухтрансформаторные ТП с автоматизированной системой управления.
В зависимости от требований, предъявляемых к данной ТП, а также количества вводных линий и силовых трансформаторов схемы коммутации распределительных устройств ТП могут быть различными.
Основные схемы электрических присоединений ЗТП Схема ТП с одним вводом и двумя отходящими линиями, оборудованными выключателями нагрузки (рис. 4.3.91, а) предназначена для петлевых сетей 6-10 кВ. На ТП установлен один трансформатор Т мощностью до 400 кВ’А. Схема ТП, питающаяся по радиальной линии снабжения 6-10 кВ, показана на рис. 4.3.91, б. Отходящая линия 6-10 кВ предназначена для питания
Рис. 4.3.91. Схемы коммутации напряжением 6—10 кВ распределительных устройств ТП:
а — при петлевой сети питания; б — для радиальной линии снабжения; в — с устройством АВР на напряжении 6—10 кВ;
TV — трансформатор напряжения;
QIV — выключатель нагрузки с заземляющими ножами
самостоятельного потребителя. Для защиты отходящей линии используют предохранители ПК на напряжение 6-10 кВ в комплекте с выключателями нагрузки, трансформаторы тока ТА и напряжения TV служат для учета электроэнергии на отходящей линии. На схеме, показанной на рис. 4.3.91, в предусмотрено автоматическое включение резерва (АВР) с помощью масляного выключателя ВМП-10 с пружинным приводом, смонтированного на резервном вводе. На линии основного (рабочего) ввода установлен выключатель нагрузки. Отходящие линии присоеденены к шинам РУ 6-10 кВ через выключатели нагрузки QW.
Оборудование внутри подстанции монтируют так, чтобы обеспечить удобное и безопасное обслуживание всех элементов. Помещение имеет естественную вентиляцию. Размер камер предусматривает установку трансформаторов мощностью 400 кВ-А.
Подстанция имеет РУ напряжением 6-10 кВ, состоящее из сборных шин, секционированных разъединителями. К шинам секций РУ напряжением 6-10 кВ можно подключить четыре линии напряжением 6-10 кВ, два ввода и два отходящих фидера. Это распределительное устройство состоит из камер комплектной сборки одностороннего обслуживания КСО с выключателями нагрузки QW. Каждую секцию шин при выполнении на ней ревизии или ремонта заземляют с помощью разъединителей Q. Трансформаторы подключены к шинам напряжением 6—10 кВ через выключатели нагрузки QW с предохранителями F (рис. 4.3.92)
Схема предусматривает нормальный режим работы при выключенных секционных разъединителях на шинах напряжением 6-10 кВ и отключенном секционном автомате или рубильнике на шинах напряжением 0,4 кВ.
К трансформаторным камерам примыкает распределительное устройство напряжением до 1000 В, которое представляет собой распределительный щит напряжением 0,4 кВ. Трансформаторы на стороне напряжением 0,4 кВ подключены к шинам распределительного щита на панели с рубильниками и предохранителями или воздушными автоматами. Шины напряжением 0,4 кВ секционированы воздушным автоматом или рубильником. Распределительный щит имеет на отходящих фидерах рубильники с предохранителями или установочные автоматы в зависимости от назначения электроприемников, а также присоединение для питания сети наружного освещения.
Экономичность достигается применением типовых устройств и конструкций, недефицитных материалов и оборудования. Надежность обеспечивается выбором рациональной схемы электроснабжения, качеством электрооборудования и его монтажа.
В зависимости от схемы электрических соединений и компановки установленного оборудования конструктивное выполнение ЗТП различно. По компановке оборудования ЗТП можно разделить на следующие: зального
Панели ЩО-78
Рис. 4.3.92. Схема трансформаторной подстанции на два трансформатора с автоматикой АВР на стороне напряжения 6-10 кВ, выполненной на выключателях нагрузки:
1 — предохранитель трансформатора; 2 — выключатель нагрузки отходящей линии; 3 — сборные шины секций 6-10 кВ; 4 — силовой трансформатор;
5 — сборные шины секций 0,4 кВ
типа, в которых коммутационная аппаратура напряжением до и выше 1000 В и силовые трансформаторы находятся в одном общем помещении; состоящие из нескольких помещений с отдельными входами, в которых раздельно расположены распределительные устройства 6-10 кВ, до 1 кВ и силовые трансформаторы.
На рис. 4.3.93 приведена схема электрических присоединений трансформаторной подстанции на два трансформатора с автоматикой АВР, выполненной на стороне 0,4 кВ на автоматах ABM (АВ2М).
На рис. 4.3.94 приведена схема электрических присоединений ЗТП с АВР только на напряжение 6-10 кВ, а на рис. 4.3.95 — с АВР на напряжение 6-10 кВ, выполненной на силовых выключателях, и на стороне 0,4 кВ — на автоматах ABM (АВ2М).
АВР
Рис. 4.3.93. Схема трансформаторной подстанции на два трансформатора с автоматикой АВР, выполненной на стороне 0,4 кВ на автоматах
ABM (АВ2М):
1, 4 — главные автоматы; 2 — автоматы отходящих линий;
3 — секционный автомат
Рис. 4.3.94. Схема трансформаторной подстанции на два трансформатора с автоматикой на стороне напряжения 6-10 кВ, выполненной
на силовых выключателях
Рис. 4.3.95. Схема трансформаторной подстанции на два трансформатора с автоматикой, выполненной на стороне 6—10 кВ на силовых выключателях, и на стороне 0,4 кВ — на автоматах АВМ.
4.3.13. Трансформаторные подстанции ТП 6-10 кВ с АВР на контакторных станциях
Эти подстанции получили широкое распространение в Москве, Санкт-Петербурге и других городах и регионах России.
На рис. 4.3.96 представлены ТП более ранних конструкций, которые имеют меньшее распространение в сетях.
1. Трансформаторная подстанция зального типа (рис. 4.3.97) представляет собой кирпичное или железобетонное здание, в котором совме-щенно установлены распределительное устройство 6-10 кВ обычно в виде сборок с однополюсными разъединителями, один или два силовых трансформатора и распределительное устройство до 1 кВ в виде сборок до 10 присоединений на каждой секции или распределительных щитов ЩО На рис. 4.3.96 представлена такая подстанция на 2 трансфотматора мощностью по 400 кВ • А.
Рис. 4.3.96. Размещение оборудования в ТП с АВР на контакторных станциях а — электрическая схема и компоновка оборудования (горизонтальная схема);
б — компоновка оборудования
1 — трансформатор; 2 — распредустройство 6—10 кВ, 3 — контакторная станция;
4 — распредустройство на напряжение до 1000 В; 5 — рубильник
Рис. 4.3.96. Окончание
2. Трансформаторная подстанция, состоящая из отдельных помещений для распределительных устройств 6-10 и 0,4 кВ, силовых трансформаторов, автоматизированная по схеме АВР на напряжении 6-10 кВ, показана на рис. 4.3.98.
3. «Двухзальная с площадкой перед дверьми», выполненной из уголка 45x45 и металлического прутка d =10...2 мм. Кирпичная ТП, двухзальная, двухлучевая с двумя трансформаторами до 320 кВА. Крыша двухскатная на фасад и заднюю стенку. Перед фасадом сплошная кирпичная площадка на высоте 0,8 м со ступеньками. Проект 1953 г. Электрическая схема и компоновка оборудования по типу ТП-2х400 (рис. 4.3.96).
4. ТП-2х630-АВНвн-1 (II) Кирпичная, отдельно стоящая, встроенная или пристроенная, на два трансформатора до 630 кВ А. РУ высокого напряжения — двухзальное с камерами КСО-366. РУ низкого на
пряжения — однозальное с ЩО-70. АВР на секционном ВН-16 с питанием от силовых трансформаторов (модификация I, рис. 4.3.97, о) или от трансформаторов напряжения (модификация II, рис. 4.3.97, б). Проект 1971 г., корректировка 1974 г.
Рис. 4.3.97. Электрическая схема и компоновка оборудования в ТП зального типа: а — АВНвн-1; б — ABH№-2
5 ТП-2х630-АВН-1 (II). Моспроект 1966 г. Кирпичная ТП на два трансформатора до 630 кВА. РУ высокого напряжения — однозальное с камерами КСО-2УМ. Щит низкого напряжения расположен в отдельном зале. АВР выполнено на секционном МВ (модификация I, рис. 4.3.98, а) или на кабеле связи (модификация II, рис. 4.3.98, б).
6 На рис. 4.3.99, а приведена ТП-400 кВ*А с АВР на контакторах (тип 2ТО-400).
АВН-1
Рис. 4.3.98. Электрическая схема с компоновкой оборудования: а — АВН-1; б — АВН-П
Рис. 4.3.98. Окончание
Рис. 4.3.99. Подстанция типа ТО 2x400 кВ-А а — электрическая схема;
б — компоновка оборудования; в — горизонтальное сечение.
1 — РУ 6-10 кВ (№1 и №2); 2 — то же №2; 3 — фундамент; 4 — сборка;
5 — силовые трансформаторы Т1 и Т2; 6 — сборки 0,4 кВ; 7 — контакторные выключатели станции РУ 1 и РУ 2; 8 — разъединитель 0,4 кВ между сборками
Рис. 4.3.99. Окончание
7. ТК-2х400. Кирпичная ТП (рис. 4.3.99), двухзальная, на два трансформатора до 400 кВ-А. АВР на стороне низкого напряжения на контакторных станциях. Возможна пристройка для щитовой Мосгорсвета и сборок МГТС (рис. 4.3.100).
8. «Двухзальная». ТП двухзальная, двухлучевая с двумя трансформаторами до 320 кВ-A. Кирпичная, двухскатная крыша влево и вправо от фасада. 1952 г. Мосэнергопроект (рис. 4.3.101).
Рис. 4.3.100. Электрическая схема и компоновка оборудования БКТПН
Рис. 4.3.101. Электрическая схема и компоновка оборудования (ТП двухзальная)
9. «Школьная». Кирпичная, однозальная ТП с двумя трансформаторами до 180 кВ-A и с бетонными перегородками, переоборудована под двухлучевые схемы с установкой двух сборок в/н и двух КС (рис. 4.3.102). Проект 1935-1936 гг.
10. «Шинного типа». Кирпичная ТП, двухлучевая, однозальная с двумя трансформаторами до 400 кВ А. РУ 6-10 кВ — однозальное с трехполюсными разъединителями (рис. 4.3.103).
Школьная
Рис. 4.3.102. Электрическая схема и компоновка оборудования в ТП «Школьная»
ТП шинного типа
Рис. 4.3.103. Электрическая схема и компоновка оборудования в ТП шинного типа
11. 4ТО-2х630 и ее модификации. ТП из объёмных железобетонных элементов с двумя трансформаторами до 630 кВ-A, двухлучевая. РУ 6-10 кВ — двухзальное с камерами КСО-366. АВР на секционном ВН-16. РУ низкого напряжения оборудовано щитами ЩО-70. Проект 1973 г (рис. 4.3.104)
В процессе эксплуатации ТП было модернизировано:
• Вместо АВР на ВН-16 применено АВР по низкому напряжению на КС-1000 с шунтированием предохранителей секционного ВН по информационному сообщению №341/79 (рис. 4.3.105).
• Реконструкция РУ высокого напряжения по типу М-2х630, т.е. демонтаж шинных ВН-16, проходных изоляторов между линейными ВН-16 и установка АВР на КС-1000 по информационному сообщению №341/79 (рис. 4.3.106).
Реконструкция РУ высокого напряжения по схеме БКТПу с установкой вместо камер КСО-366 сборок в/н с однополюсными разъединителями РВО-10 и перевод АВР на сторону низкого напряжения с помощью КС-1000 (рис. 4.3.107, 4.3.108).
4ТО-2х630
Рис. 4.3.104. Электрическая схема и компоновка оборудования в ТП 4ТО-2х630 с РВР на секционном ВН
4TO-2X63Q с АВР на КС
НН III) illilill
9120
Рис. 4.3.105. Электрическая схема и компоновка оборудования в ТП 4ТО-2х630 с АВР на КС
Рис. 4.3.106. Электрическая схема и компоновка оборудования в ТП 4ТО-2х630 (М-2х630)
4ТО-2х630 по схеме БКТПу
WWW WWW
Рис. 4.3.107. Электрическая схема и компоновка оборудования в ТП 4ТО-2х630 по схеме БКТПу
Рис. 4.3.108. Подстанция типа 4ТО-2х630 кВ* А:
1 — трансформатор; 2 — распределительное устройство 6-10 кВ;
3 — распределительное устройство 380/220 В; 4 — испытательный щиток;
5 — щиток для счетчика; 6 — панель АВР; 7 — шинный мост РУ 6-10 кВ;
8 — плита с проходными изоляторами; 9 — проходная плита для шин РУ 380/220 В;
10 — защитное ограждение; 11 — шинный мост РУ 380/220 В; 12— барьерное устройство; 13 — гибкие спуски; 14 — накладки
12. М-2х630. Двухзальная ТП (рис. 4.3.109), с двумя трансформаторами мощностью до 630 кВА (выпускается взамен АВНвн), может быть встроенной, пристроенной или отдельно стоящей полностью или частично.
Автоматика для случаев эксплуатации щита низкого напряжения абонентом — на автоматах (рис. 4.3.110), а для МКС — на контакторных станциях. В РУ высокого напряжения применены камеры КСО-366 (камеры КСО-386 не могут применятся, так как выключатели нагрузки ВНП-10 расположены на передней стенке и поэтому фазировку кабелей проводить нельзя)
М-2х630
РУ 6-10 кВ
11410
Рис. 4.3.110. Электрическая схема и компоновка оборудования в ТП типа М-2х630 кВ • А с АВР на 0,4 кВ
4.3.14. Блочные ТП 6—10/0,4 кВ —
проект БКТПу-2х630 УЗ (ТУ 400-28-399-81)
Рассмотрим более подробно проект ТП закрытого исполнения, так как он имеет более доведенную до совершенства конструкцию и широко используется в крупных городах (например, в Москве).
Подстанция имеет двухлучевую схему питания на стороне высокого напряжения и устройство автоматического включения резервного питания на стороне низкого напряжения.
Подстанция состоит из двух блоков: БТП-Ш и БТП-2П (рис. 4.3.111).
В каждом блоке (БТП-Ш и БТП-2П) устанавливают оборудование:
• силовой трансформатор*;
• устройства высокого напряжения типа УВН — ТУ 400-28-150-90;
• шкаф низкого напряжения типа ШНН — ТУ 400-28-149-90;
• ящик собственных нужд типа ЯСН — ТУ 400-28-121-80;
• панель дистанционного ввода управления ПДУ — ТУ 16-536.042-76.
По требованию заказчика к подстанции может быть пристроен блок БТП-3, в котором устанавливают следующее оборудование:
• устройство вводно-распределительное — ТУ 400-28-33-87;
• ящик типа ЯТП-250 УЗ — ТУ 400-28-197-76.
Вид климатического исполнения УЗ по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89,
Условное обозначение БКТПу-2х630 УЗ:
Б — блочная;
К — комплектная;
Т — трансформаторная;
Пу — подстанция универсальная:
2 — количество силовых трансформаторов;
630 — мощность силового трансформатора, кВ • А;
УЗ — вид климатического исполнения по ГОСТ 15543 1-89
Пример записи обозначения подстанции при ее заказе и в документам другой продукции, в которой она может быть применена:
«Подстанция БКТПу-2х630 УЗ, ТУ 400-28-399-81»
*В комплект подстанции не входит.
А-А
Рис. 4.3.111. Комплектная трансформаторная подстанция из железобетонных объемных элементов БКТПу: а — схема; б — план
1 — сборки 6-10 кВ с однополюсными разъединителями; 2 — трехполюсный разъединитель; 3 — выключатель нагрузки; 4 — силовые трансформаторы; 5 — накладки для заземления;
6 — контакторные станции; 7 — рубильники на 1000 А; 8 — сборки с предохранителями и отходящими кабелями напряжением до 1000 В; 9 — сетчатые двери; 10 — лестница;
11 — щиток собственных нужд; 12 — люк; 13 — камера КСО-366; 14, 15 — объемные блоки
БКТПу-2х630. Комплектная, двухзальная ТП универсальная из объемных железобетонных элементов с двумя трансформаторами мощностью до 630 кВ-A с АВР на КС, выпускаемая с 1982 г. (рис. 4.3.112). Подстанция находится в эксплуатации МКС. Могут пристраиваться блоки Мосгорсвета и Московской городской телефонной сети. Фундаменты под БКТПу могут быть объемные, т.е. выпуска «ЭЗОИС», и ленточные из блоков.
Габаритные размеры и масса блоков приведены в табл. 4.3.14.
Технические характеристики БКТПу:
Мощность силового трансформатора, кВ*А 630; 400*
Номинальное напряжение на стороне высокого напряжения (стороне ВН), кВ 6; 10
Наибольшее рабочее напряжение на стороне ВН, кВ 7,2; 12
Номинальное напряжение на стороне низкого напряжения (стороне НН), кВ 0,4
Ток термической стойкости в течение 1 с на стороне ВН, кА 10
Ток электродинамической стойкости на стороне ВН, кВ 25
Ток электродинамической стойкости на стороне ВН, кВ 30
Габариты подстанции из блоков, мм:
БТП-1П, БТП-2П 3110x6820x6400
БТП-Ш, БТП-2П, БТП-3 3110x6820x8900
Схемы установки блоков БТП-1П, БТП-2П, БТП-3 даны на рис. 4.3.113 и 4.3.114.
Таблица 4.3.14. Типы, габаритные размеры и масса объемных блоков, из которых собирается здание подстанции
Тип объемных блоков Размеры, мм Масса, не более, кг
высота ширина длина электрооборудования объемных блоков
БТП-1П 3110 3400 6400 1600 19350
БТП-2П 3110 3400 6400 1600 19350
БТП-3 3110 2480 3400 400 8210
Примечание. Масса объемных блоков дана с электрооборудованием и всеми комплектующими изделиями.
*В подстанции предусмотрена возможность установки силового трансформатора мощностью 400 кВ-А.
БКТПу-2х630
Рис. 4.3.112. Электрическая схема и компоновка оборудования БКТПу 2x630
Рис. 4.3.113. Схема установки блоков БТП-1П и БТП-2П на подстанции БКШу-2х630 УЗ
Рис. 4.3.114. Схема установки блоков БТП-1П, БТП-2П и БТП-3 на подстанции БКТПу-2х630 УЗ
Заземление подстанции общее для устройств выше 1000 и до 1000 В
Для города Москвы расчетная величина тока замыкания на землю (по данным МКС «Мосэнерго») составляет 100 А. Величина сопротивления заземляющего устройства в этом случае не должна превышать 1,25 Ом.
При устройстве заземления в других районах величина сопротивления заземляющего устройства не должна превышать 4 Ом.
Внутренний контур заземления подстанции выполнен из полосовой стали сечением 25x4 мм, Внешний контур заземления выполняется монтажной организацией и состоит из 10 электродов и соединяющей их стальной полосы сечением 40x4 мм. Электроды применяются из круглой стали диаметром 12 мм, длиной 5 м.
Все соединения внутреннего и внешнего контуров заземления выполняются сваркой. К заземляющему контуру необходимо подсоединить все естественные заземлители на участке установки подстанции.
Броня заходящих на подстанцию высоковольтных и низковольтных кабелей включается в общий контур заземления.
Количество электродов заземления уточняется на месте после замера сопротивления заземляющего устройства.
Встроенные (пристроенные) ТП по схеме БКТПу. Разработаны институтом Моспроект-1 по трем вариантам.
• компоновка №1 (рис. 4.3.115) — вся ТП в эксплуатации МКС, мощность трансформаторов до 630 кВ-А,
• компоновка №2 (рис. 4.3.116) — ТП с абонентским щитом низкого напряжения, мощность трансформаторов до 630 кВ А;
• компоновка №3 (рис. 4.3.117) — ТП с абонентским щитом низкого напряжения, мощность трансформаторов до 1000 кВ-А, но с заменой шкафа высокого напряжения на КСО-2УМЗ.
Дополнительные рекомендации к выполнению индивидуальных проектов ТП по вышеуказанным компоновкам заключаются в следующем:
• варианты компоновок проектируемых встроенных и пристроенных индивидуальных ТП выполнены на базе электрооборудования, изготавливаемого АП «МЭЛ» для типовых подстанций;
• аналогичные компоновки могут быть приняты и для отдельно стоящих ТП для случаев, когда типовую БКТПу-2х630 нельзя применить по тем или иным причинам (например, не позволяют габариты застраиваемого участка);
• возможно сооружение встроенной или пристроенной ТП, выполненной в полном соответствии с компоновкой БКТПу;
• во всех компоновках трансформаторы могут устанавливаться как широкой, так и узкой стороной по отношению к воротам, причем в
Компоновка №1
питии ишиии
типа МКС
12000
Рис. 4.3.115. Компоновка оборудования и электрическая схема ТП с АВР на контакторах
разных лучах расширители трансформаторов могут размещаться по разному по отношению к двери;
пол в помещении трансформатора может быть поднят по отношению к земле на 700... 1000 мм, причем отметка пола помещения РУ высокого напряжения может отличаться от отметки пола камеры трансформатора;
для ТП с трансформаторами мощностью до 630 кВА включительно предусматривать вентиляционные проемы из камеры трансформато-
Компоновка №2
Рис. 4.3.116. Компоновка оборудования и электрическая схема ТП с АВР на автоматах типа АВМ
ра для обогрева помещения РУ высокого напряжения В компоновках № 1 и № 2 рекомендуется предусматривать сетчатую дверь, как в БКТПу;
в камерах трансформаторов 1000 кВ-А предусматривать вентиляционные отверстия, которые при пожарах автоматически закрываются пожарным клапаном;
приточные вентиляционные отверстия для камер трансформаторов допускается выполнять в дверях;
Компоновка №3
Рис. 4.3.117. Компоновка оборудования и электрическая схема ТП с АВР на автоматах АВМ
барьер в камерах трансформаторов устанавливать на расстоянии не менее 200 мм от трансформатора:
установка барьера не требуется, если обеспечен обзор трансформатора из помещения РУ высокого напряжения;
в РУ низкого напряжения устройство АВР должно выполняться: в ТП МКС — на контакторных станциях, а на щите, эксплуатируемом абонентом, с помощью автоматических выключателей (АВМ и др.).
4.3.15. Блочная комплектная трансформаторная подстанция 6—10/0,4 кВ мощностью 2x630 кВ А с использованием оборудования 0,4 кВ Франции
БКТП 2x630 — заводского изготовления, отдельно стоящая, проходного типа, с кабельным вводом на 3 кабельные линии, напряжением 10/0,4 кВ, мощностью 2x630 кВ А, собрана во Франции и адаптирована к условиям эксплуатации в Москве (рис. 4.3.118 и 4.3.119).
Здание БКТП и ее кабельные каналы выполнены в виде объемного блока.
Рис. 4.3.118. Габариты БКТП
Рис. 4.3.119. Электрическая схема БКТП:
7 — трансформатор; 2 — сборка 6-10 кВ; 3 — сборка 0,4 кВ;
4 — контакторная станция (АВР)
Компоновка оборудования в БКТП приведена на рис. 4.3.120.
Рис. 4.3.120. Компоновка оборудования БКТП: 1 — трансформатор 630 кВ*А;
Высокое напряжение
2 — КРУ-10, моноблок RM6 на 4 присоединения (3 кабеля+ +1 трансформатор) с элегазовыми выключателями;
Низкое напряжение
3 — Щит НН. Малогабаритный щит TUR-10 на 10 присоединений (0,4 кВ, 1250 А) с предохранителями;
4 — АВР на автоматических выключателях на 1200 А
Закрытая киосковая ТП 10/0,4 кВ мощностью 160 кВ-А с элегазовым КРУЭ-10 фирмы «Сименс».
Габариты, мм: 1270x820x360
Рис. 4.3.121. Шкаф 0,4 кВ производства АВВ
ТП из пенобетона имеет высокий коэффициент заводской готовности, провода и кабели вводов монтируются и присоединяются к электрооборудованию ТП на заводе. Наличие элегазовых КРУЭ-10 «Сименс» повышает надежность, исключает необходимость очередных ремонтов. Возможна установка сухого трансформатора завода «Уралэ-лектротяжмаш» («подогрев» объема ТП). Размер ТП — 3x2 м, цена на 35% ниже, чем типовой ТП отечественного производства (рис. 4.3.121 и 4.3.122).
Конструкции ТП приняты из тяжелого бетона, соответствующего ГОСТ 26633-85. Класс бетона по прочности на сжатие принят В15; ВЗО. Марка бетона по морозостойкости принята F50. Материалы для приготовления бетона должны соответствовать действующим стандартам или техническим условиям на эти материалы. Величина отпускной прочности бетона изделий должна быть не менее 85% в зимнее время и не менее 70% в летнее время. Железобетонные изделия должны удовлетворять требованиям ГОСТ 13015.0-83 по показателям фактической прочности бетона, по морозостойкости, по маркам стали для закладных деталей и монтажных петель, по отклонению толщины защитного слоя бетона, по качеству поверхностей и внешнему виду изделий.
БКТПо (областная) 6—10/0,4 кВ. На рис. 4.3.123 и 4.3.124 приведена блочная комплектная трансформаторная подстанция 6-10/0.4 кВ. предназначенная для Подмосковья.
Рис. 4.3.123. Габариты и компоновка оборудования в БКТПо (областная)
(100 А) (100 А) (100 А)
Рис. 4.3.124. Схема электрических соединений 0,4 кВ в БКТПо.
1 — рубильник (400 А); 2 — предохранитель; 3 — магнитный пускатель;
4 — переключатель; 5 — фотореле; 6 — трансформатор тока;
7 — счетчик активной энергии; 8 — сопротивление обогрева счетчика;
9 — включатель; 10 — розетка штепсельная; 11 — переключатель;
12 —вольтметр (500 В)
4.3.16. Малогабаритные БКТП 6—10 кВ мощностью 2x630 кВ-А. Основные технические требования к тупиковым и проходным КТП
В настоящее время в МКС устанавливаются трансформаторные подстанции типа БКТПу 2x630 кВА, выпускаемые «ЭЗОИС» с 1981 г.
Площадь, занимаемая БКТПу, составляет 44 м2 (6,4x6,8 м, высота 3,5 м).
В качестве РУ 10 кВ в БКТПу используются сборки высокого напряжения с однополюсными разъединителями, управляемыми оперативной штангой, и шкаф с выключателем нагрузки и высоковольтными предохранителями для подключения трансформатора. В РУ 0,4 кВ используются сборки 0,4 кВ с предохранителями типа ПН-2, с открытыми токоведущими частями.
По своим техническим характеристикам это оборудование морально устарело — имеет большие габариты, выключатели нагрузки ненадежны в работе и требуют частого ремонта. Оборудование также не отвечает современным требованиям безопасности обслуживания и операции на таком оборудовании должны проводиться бригадой из 2-х человек.
Строительная часть БКТПу требует покраски фасадов площадью 80 м2 и ремонта мягкой кровли со средней периодичностью раз в 6 лет.
Предлагаемая «ЭЗОИС» новая КТП 2x630 кВ-А имеет площадь 21 м2 (4,2x5,0 м, высота 2,6 м).
В КТП устанавливается современное малогабаритное электрооборудование — элегазовые КРУ 10 кВ, не требующие проведения каких-либо ремонтных работ в течение всего срока службы (не менее 25 лет); безопасное в обслуживании, так как не имеет открытых токоведущих частей, и к ним не требуется доступ при проведении различных эксплуатационных работ. Оперативное обслуживание таких КРУ может выполняться одним человеком. Сборки низкого напряжения нового КТП также изолированы от случайного прикосновения при замене предохранителей.
Покрытие стен и кровли нового КТП рассчитано на большой срок службы и не требует проведения плановых, периодических ремонтов, а только по мере необходимости.
Вводы линий 0,4 и 10 кВ в КТП во всех вариантах выполняются кабельными, с выводом кабеля на первую опору для воздушных электросетей.
На рис. 4.3.125 показана компоновка оборудования однотрансформаторной подстанции с трансформаторами мощностью 100 и 160 кВ А с ЩНО.
В РУ 10 кВ двухтрансформаторных КТП применяют пылевлагонепроницаемые КРУЭ с элегазовыми выключателями на 3 присоединения типа 8DJ10 (для КТП проходного типа) и на 2 присоединения типа 8DJ20 (для КТП тупикового типа) — рис. 4.3.126...4.3.129. Для защиты трансформаторов применять высоковольтные предохранители, встроенные в блок КРУ.
Рис. 4.3.125. Компоновка оборудования БКТП:
1 — трансформатор 630 кВ • А; Высокое напряжение
2 — КРУ-10. Моноблок на 4 присоединения (3 кабеля+1 трансформатор) с вакуумными выключателями. Головной образец — разработчик ВНИЦ ВЭИ (г. Истра); Низкое напряжение
3 — Щит НН. Малогабаритный щит TUR-10 на 10 присоединений (0,4 кВ, 1250 А) с предохранителями (изготовитель — фирма «Мерлин Жерин»); 4 — АВР на вакуумных выключателях. Головной образец — разработчик ВНИЦ ВЭИ (г. Истра)
Габариты блока КРУ должны быть не более, мм:
8DJ1O —756x800x1760;
8DJ20 — 504x760x1400
Железобетонные изделия должны отвечать:
/ классам точности по ГОСТ 21779-82:
• отклонение от линейных размеров по толщине — класс 7, по длине и высоте — класс 6;
• отклонение по прямолинейности — класс 2;
• отклонение по плоскостности — класс 2;
• отклонение от равенства диагоналей панелей — класс 3;
/ категории поверхности по ГОСТ 13015.0-83: стеновых панелей, панелей пола и кровли — А6.
Рис. 4.3.126. Малогабаритная трансформаторная подстанция БКТПу 2x630 ЕС-P вы пускаемая АО «ЭЗОИС» с элегазовыми КРУ 10 кВ, малогабаритным щитом низкого напряжения TUR-10 производства французской фирмы «Мерлин Жерин»
Рис. 4.3.127. Принципиальная электрическая схема двухтрансформаторной подстанции 10/0,4 кВ
Трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ
Рис. 4.3.128. План однотрансформаторной подстанции 10/0,4 кВ тупикового и проходного типа
Арматура принята класса A-I и А-Ш по ГОСТ 6781-82, класса Вр-1 по ГОСТ 6727-80. Для строповочных петель принимается арматурная сталь класса А-1 марок ВСт Зсп2 и ВСт Зпс2. В случае если возможен монтаж конструкций при расчетной зимней температуре ниже -40 °C, для монтажных петель не допускается принимать сталь марки ВСт Зпс2. Для закладных и соединительных деталей следует применять углеродистую сталь по ГОСТ 380-71. Армирование железобетонных элементов выполнено из сварных сеток и плоских сварных каркасов, которые перед установкой в опалубку собираются в пространственные каркасы. Сборка пространственных каркасов должна производится в кондукторах. Изготовление каркасов и сеток следует производить контактной точечной сваркой в соответствии с требованиями ГОСТ 14098-68 и СН 393-78.
Электрическая прочность изоляции соответствует ГОСТ 1516.1-76.
Высота установки над уровнем моря должна быть не более 1000 м.
ТП и РП предназначены для работы с нормальными условиями окружающей среды при температуре от -40 до +40 °C, исполнение У1 по ГОСТ 15150-69.
Требования по стойкости к воздействию климатических факторов внешней среды следующие:
• номинальные значения климатических факторов по ГОСТ 15150-69 для исполнения УЗ;
• содержание коррозионно-активных агентов должно соответствовать атмосфере типа II по ГОСТ 15150-69;
• стальные части подстанции должны иметь стойкое антикоррозионное покрытие по ГОСТ 9.302-88 и 9.308-85.
Рис. 4.3.129. Компоновка оборудования проходной КТП
Схема электрическая принципиальная и оборудование на напряжение 10 кВ
Однотрансформаторная ТП 10/0,4кВ выполняется в двух вариантах — проходная и тупиковая (рис. 4.3.128) с присоединением одной или двух линий 10 кВ (к одинарной секции).
Двухтрансформаторная ТП 10/0,4 кВ выполняется на напряжении 10 кВ одинарной, секционированной на две секции одним разъединителем системой сборных шин, к которой может быть присоединено до четырех линий и два силовых трансформатора мощностью до 630 кВА.
Заземление каждой секции сборных шин предусматривается специальными заземляющими ножами.
РП 10 кВ выполняется одинарной, секционированной на две секции силовыми вакуумными выключателями системой шин. В РП 10 кВ предусмотрена установка трансформатора собственных нужд ТМ-25/10 кВ и щитка собственных нужд.
Вводы линий 0,4 и 10 кВ в ТП во всех вариантах выполняются кабельными, с выводом кабеля на первую опору для воздушных электросетей
Схема электрическая принципиальная и оборудование на напряжение 0,4 кВ
На напряжении 0,4 кВ принята одинарная, а для двухтрансформаторных ТП и для РП — секционированная рубильником или автоматом (в зависимости от наличия или отсутствия АВР) на две секции система сборных шин
В ТП питание секций шин осуществляется от силовых трансформаторов, подключаемых через автоматические выключатели, установленные в шкафу производства фирмы АВВ. Там же находятся и однофазные автоматические выключатели для присоединения линий 0,4 кВ к шинам. Количество и нагрузка отходящих линий определяются конкретно по установленной мощности трансформаторов и заданию на проектирование. Максимально возможное число отходящих линий 0,4 кВ для трансформаторов 400 кВА — 5 или 6 штук.
Ошиновка на стороне 0,4 кВ силовых трансформаторов мощностью 630 кВ А принимается с учетом перегрузки до 70...80% с проверкой на динамическую и термическую устойчивость при трехфазном коротком замыкании.
В табл. 4.3.15 приведен перечень изделий фирмы «МЭЛ» (Москва).
Таблица 4.3.15. Номенклатурный перечень электротехнических изделий, изготавливаемых фирмой АО *МЭЛ* для Москвы и МКС
Наименование, ТУ, код ОКП Краткая характеристика Область применения*
Подстанция трансформаторная унифицированная типа БКТПу ТУ 400-28-399-81 код ОКП 34 11900000 Комплектная трансформаторная подстанция из объемных элементов, 2 трансформатора до 630 кВ'А каждый, напряжение 6-10/0,4-0,23 кВ с блоком приставкой для наружного освещения Ж
Камеры сборные одностороннего обслуживания КСО-2УМЗ ТУ 400-28-124-75 На напряжение 6-10 кВ с масляными выключателями ВПМ-10 с приводом ПП-67, разъединителями РВВ и РВФЗ, выключателем нагрузки ВНП. Габариты, мм: 3100х1200(350)х1200 — 10 типов Б, В, Г, Ж
Камеры серии КСО-386 для распредустройств ТУ 36.70.07.0914-01-87 код ОКП 34 1471 0000 На напряжение 6-10 кВ, комплектуются выключателями нагрузки ВНП, разъединителями серии РВЗ и др. приборами. Габариты, мм: 1900х800(500)х800 — 6 типов Б, В, Г, Ж
Мосты шинных камер КСО-386 типов ШМ-1, ШМ-2, ШМ-3, ШМР-1, ШМР-2, ШМР-3 Ток номинальный 630 А. Длина 2000...3000 мм, масса 78... 111 кг Б, В, Г, Ж
Щит высокого напряжения ЩВН ТУ 400-28-150-90 Для приема и передачи электроэнергии до 10 кВ. Входит в состав БКТПу. Габариты: 2700x1265x1025 Б, В, Г, Ж
Шкаф низкого напряжения ШНН ТУ 400-28-149-90 Входит в состав БКТПу. Габариты 2000x1400x450 Б, В, Г, Ж
Панели распределительных щитов ЩО-91 ТУ 400-28-192-92 код ОКП 34 3431 0000 Для комплектования распределительных устройств напряжением 380/220 В Габариты: 200х800(700)х600 —19 типов Б, В, Г, Ж
Ящик управления питанием собственных нужд типа ШПСН ТУ 400-28-121-80 код ОКП 34 3184 0000 Для освещения помещений распределительных пунктов с понижающими трансформаторами. Габариты: 600x400x302 — 2 типа Ж
Устройства вводно-распределительные типа ВРУ ТУ 400-28-33-87 код ОКП 34 3436 0000 Состоят из панелей одностороннего обслуживания вводных и распределительных с рубильниками, предохранителями и автоматическими выключателями, с УЗО и без УЗО Габариты: 2000х630(450)х450 ДБ,В,Г ДЕ,Ж !
Продолжение табл. 4.3.15
Наименование, ТУ, код ОКП Краткая характеристика Область применения*
Панель распределительная 2Р-180-30 (входит в состав ВРУ) Для автоматического программного управления освещением рекреаций и коридоров в школах. С фотореле и реле времени программным. Габариты, мм: 1200x450x428 Д
Панель уличного освещения 2Р-218-04 (входит в состав ВРУ). Взамен панели ЩО 70-41. Габариты, мм: 2000x630x450 А,Б
Устройства шкафные вводно-распределительного типа ШВУ-5. ТУ 400-28-395-81 код ОКП 34 3436 3411 Для жилых зданий высотой не более пяти этажей. Прием, распределение и учет электроэнергии, защита отходящих линий, управление освещением лестничных клеток и быстровозводимых торговых павильонов. Габариты, мм: 1700x800x450 — 2 типа А.Б.Г.Д
Шкафы управления системой дымоудаления типа ШСДУ. ТУ 400-28-121-80 код ОКП 34 3184 0000 34 3185 0000 Для управления открыванием клапанов дымоудаления, включения вентиляторов, световой сигнализации о пожаре. Три типа на секции 16, 17 и 30-этажного дома. Габариты, мм: 1000x600x350 А, Б, Г,Д
Шкаф управления пожарной сигнализацией типа ШПС. ТУ 400-28-121-80 код ОКП 34 3184 0000 34 3185 0000 Подача импульса на открывание клапанов шахт дымоудаления, включение вентиляторов, световой сигнализации о пожаре. Два типа ШПС-М, ШПС-МВ. Габариты, мм: 600x400x370 А, Б, Г,Д
Щитки осветительные этажные ТУ 400-28-74-80 код ОКП 34 3433 7000 Для приема, учета и распределения электроэнергии в электросетях жилых домов. Щитки выпускаются совмещенные для электроаппаратуры и устройств связи и сигнализации ШС-1М-М, ШЛС-4М и др. Учетно-распределительные ШЛС-2М и др. Габариты, мм: 1200(800)х980(4б0)х1б0. А.ДЕ ।
Щитки управления освещением витрин и реклам ЩВР-АС, ЩВР-МНМ. ТУ 16-536.042-76 Для автоматического управления освещением витрин и реклам по заданной программе. Габариты, мм: 700x600x170 и 310x270x120 А,Б
Щитки малогабаритные ШУ-5, ШУ-6. ТУ 400-28-121-80 Для дистанционного управления освещением и подключения пожароохранной сигнализации. Габариты, мм: 600x400x270 Б, В
Щитки автоматического переключения на резерв ЩАП-12, ЩАП-23 На номинальный ток 10 и 25 А, напряжение 380/220 В. Габариты: 500(400)х450(300)х350(250) А.Б.В
Продолжение табл. 4.3.15
Наименование, ТУ, код ОКП Краткая характеристика Область применения*
Ящик с понижающим трансформатором ЯТП-0.25УЗ. ТУ 400-28-197-76 код ОКП 34 3429 5151 Трансформаторы 220/12,220/24, 220/36 В. Габариты, мм: 310x270x160 Б,В,Д
Шкафы управления серии ШУ-5000. Для управления асинхронными двигателями мощностью до 75 кВт. Более 160 типов Габариты, мм: 700(500)х450х250 А, Б,В
Шкафы больничные распределительные ШБР. ТУ 400-28-39-85 код ОКП 34 3431 7000 Для распределения электроэнергии напряжением 380/220 В и защиты — 8 типов. Габариты, мм: 1900(12001x800x250 Г
Короба коммуникационные ТУ 400-28-75-89 Для прокладки проводов, кабелей электротехнических, радиотрансляционных сетей, телефонной связи, вызывной больничной сигнализации и для установки различных электроустановочных изделий. Г
Щитки осветительные групповые серии ЩО-3000, в том числе ЩО 31-41. ЩО 31-52. ТУ 16.536.198-75 Распределение электроэнергии, защита от перегрузок и нечастых включений на ток до 100 А, 4 типа. Габариты, мм: 540x400x160 Б, В, Г
Щитки этажные распределительные типа ТУ 400-28-53-88 код ОКП 34 3133 0000 Для приема и распределения электроэнергии, защиты групповых линий, средств связи и телевидения, 8 типов. Габариты, мм: 800x460x146 А, ДЕ
Объединенная диспетчерская система (ОДС). ТУ 400-28-202-78 код ОКП 52 9313 0000 Состоит из набора щитков и мнемосхемы. Служит для непрерывного контроля за инженерным оборудованием, 9 типов. Саз
Пульт диспетчерской лифтовой ПДЛ-30М. ТУ 400-28-324-78 код ОКП 52 9515 0000 Для дистанционного контроля за работой лифтов. Число объектов — 30 Габариты, мм: 980x1075x624 А.З
Пульт диспетчерской системы ОДС ТУ 400-28-324-78 Код ОКП 52 9515 0000 Число каналов — 320. Габариты, мм: 1950x1180x772 А, 3
Ящики управления ШМ-1А, ШМ-1Р ТУ 400-28-121-80 Для дистанционного контроля за работой лифтов. Число объектов — 30 Габариты, мм: 980x1075x624 А
Продолжение табл. 4.3.15
Наименование, ТУ, код ОКП Краткая характеристика Область применения*
Вводно-распределительный шкаф наружного освещения ВРШ-НО. ТУ 400-28-77-89. Нечастое включение и отключение, защита проводов электрических сетей с автоматами, рубильниками и предохранителями. Габариты, мм: 600(400)х446(346)х270 Б, В
Шкаф телефонный распределительный типа ШРП-1200. ТУ 400-28-78-89. Для управления наружным освещением по двухпрограммной системе. Габариты, мм: 1900x1700x500 Б
Ящик управления ВРЩ «Универсал». Ящик управления бытовки. ТУ 400-28-121-80. Для распределения магистральных телефонных кабелей на распределительные кабели телефонных сетей. Для управления электрическим освещением и регулируемым электроотоплением будки-бытовки с аварийным отключением в случае пожара. Габариты, мм: 446x300x180 А.Б
Ящики типа ЭВУ и ЭНУ. ТУ 400-28-121-75 Для распределения электроэнергии, подключения токоприемников с током 10 А. Габариты, мм: 220x220x50 А
Клапан дымоудаления поэтажный КДП-5А. ТУ 400-28-154-90 Для систем противодымной защиты. Габариты, мм: 645x528x100 Б, В, Г
Ограждение металлическое для КДП-5А. ТУ 400-28-51-74 Два типа: Р9, РЮ. Габариты, мм: 650x650x40 А
Щитки осветительные квартирные ЩК ТУ 400-28-83-89 Для групповых осветительных линий квартирных сетей, напряжением 220 В. Габариты, мм: 370x225x85 А
Ящик гаражный. ТУ 400-28-121-80 Для распределения электроэнергии 220 В, понижения напряжения до 12 В, учета электроэнергии и зарядки аккумуляторных батарей номинальным напряжением 12 В, емкостью до 60 А-ч. Габариты, мм: 400x400x195 А.Е
Ящик для фермерских хозяйств. ТУ 400-28-121-80 Ввод, распределение и учет электроэнергии, понижение однофазного напряжения до 12 В. Габариты, мм: 600x600x150 Е
Щиток коттеджный учетный ЩКУ-11А-100 ШКУ-3-63 Прием, распределение и учет электроэнергии переменного тока напряжением 380/ 220 В. Защита линий при перегрузках и коротких замыканиях, с УЗО. Применяется в жилых зданиях общей площадью до 100 м2. Габариты, мм: 600х600(400)х250(150) Е
Продолжение табл. 4.3.15
Наименование, ТУ, код ОКП Краткая характеристика Область применения*
Щиток квартирный универсальный ЩКУ. ТУ 400-28-193-92 Прием, распределение и однофазный учет электроэнергии переменного тока напряжением 380/220 В с УЗО. Габариты, мм: 270x310x130 Е
Устройство этажное распределительное УЭР. Прием, распределение, учет электроэнергии. Позволяет разместить аппаратуру средств связи и сигнализации в жилых зданиях панельной, блочной, каркасной конструкции и из монолитного железобетона для новых серий домов ПД-4. Е
Устройство транзитное стояковое типа УТС. Для прокладки транзитных электросетей 380/220 В трехфазного переменного тока при глухозаземленной нейтрали и прокладки сетей средств связи и сигнализации в жилых домах для новых серий домов ПД-4. А
Ящик управления лифтами на релейной элементной базе ЯОК. ТУ 16-536.020-78 код ОКП 34 3170 0000 Для регистрации вызовов в одиночных (парных) установках в жилых зданиях, также для тротуарных лифтов, 5 видов А
Станции управления на релейной элементной базе лифтом в зданиях до 17 этажей ЩДК, ШОК. ТУ 16-536.020-78 код ОКП 34 3170 0000 Предназначены для дистанционного автоматизированного управления пассажирским лифтом и зданиях до 17 этажей, работающим в одиночном и групповом режимах, 7 видов А.Б.Г.Д
Устройство управления электропривода и автоматики пассажирских лифтов УЛЖ-10, УЛЖ-17 ТУ 16-89 ИЖТП.656.342.004 код ОКП 34 3170 0000 Для жилых зданий до 10(17) этажей, со скоростью лифта до 1 м/с, с применением микроэлектроники. Габариты, мм: 600x600x400 А, Б, Г
Микропроцессорная система управления лифтами ШУЛК ТУ 16-93 ИЖТП.656.343.008 Для жилых зданий до 25 этажей, административных до 17 этажей, а также для больничных зданий. Работа в группе до 6 лифтов. А
Микропроцессорная лифтовая станция ШУЛ-1НП. ТУ 3431-01-03233456-94 Для замены старых, морально устаревших станций грузоподъемностью лифта 320 кг, скоростью 0,71 м/с. А. Б. Г
Окончание табл. 4.3.15
Наименование, ТУ, код ОКП Краткая характеристика Область применения*
Посты кнопочные лифтовые серии ПКЛ-18. ТУ 3428-001-00216823-94 Вызывные — для установления на жилых площадках. Управления — устанавливаются в кабине лифта. Предназначены для дистанционного управления и вызова лифта. Имеют вандалозащитное исполнение. А, Б, Г
Указатели лифтовые УЛ-11 ТУ 3428-003-0021 6823-93 код ОКП 34 2867 0000 Предназначены для выдачи информации о направлении движения лифта и его местонахождения. Устанавливается на портале дверного проема и(или) кабине лифта. А, Б, Г
Пост управления «Ревизия» ПУ-Р ТУ 400-28-262-83 Предназначен для управления лифтом в режиме ревизии. А, Б, Г
Устройство вводное типа ВУ 1М. ТУ 3434-001-03989649-94 код ОКП 34 3446 0000 Предназначено для осуществления ввода электрической сети в машинное отделение лифтовых установок, снижения уровня индустриальных радиопомех. А, Б, Г
Выключатели путевые лифтовые ВПЛ12. ТУ 16-88 ИГФР.648312.008ТУ код ОКП 34 2837 0000 Предназначен для коммутации электрических цепей управления, сигнализации и контроля при определенном взаимном расположении выключателя и внешнего управляющего элемента, перемещающегося относительно выключателя без механического воздействия на него А Б, Г
Устройство защитного отключения УЗО сантехкабин Предназначено для обеспечения высокочувствительной и быстродействующей защиты человека от поражения электрическим током при эксплуатации бытовых электроприборов и электроинструмента в помещениях сантехкабин и кухонь жилых зданий в сетях переменного тока напряжением 220 В А, Б. Г. ДЕ
НКУ различного назначения Любой набор автоматических выключателей, привязанных в металлоконструкцию АО «МЭЛ» со степенью защиты Р 30 со стороны обслуживания и Р 51 А Б,В,Г,ДЕ,Ж
* А — объекты жилищного строительства (жилые дома, а также дома со встроенными административными помещениями).
Б — объекты административного строительства (офисы, банки, гостиницы, отделы милиции и т.д.).
В — промышленное строительство.
Г — объекты здравоохранения (больницы, поликлиники, подстанции скорой помощи, санатории и тд.1 Д — объекты культурно-просветительного значения (школы, детские сады, кинотеатры и т.д.) Е — малоэтажное строительство (дома с этажами менее пяти, дачные дома, гаражи и т.д.).
Ж— инженерное оборудование района (центральные тепловые подстанции, трансформаторные подстанции и т.д.).
3 — объекты диспетчерской связи.
4.3.17. КТП 10/0,4 кВ, выпускаемые Тульским заводом «Автоматика»
На рис. 4.3.130 приведена КТПМ мощностью 40-160 кВА, а на рис.
4.3.131 — КТПМ мощностью 25-250 кВА, в табл. 4.3.16 — основные
параметры.
Рис. 4.3.130. Общий вид и габаритные размеры КТПМ мощностью 40-160 кВА
Таблица 4.3.16. Основные параметры КТПМ
Тип КТПМ УВН РУНН
Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток предохранителей, А Номинальный ток трансформатора на стороне НН, А Номинальное напряжение на стороне НН, кВ Номинальные токи линий, А
№1 №2 №3 №4 Уличного освещения
КТПМ-25/6/0,4-03-У1 6 8 36 0,4 31,5 31,5 - - 16
КТПМ-25/Ю/0.4ОЗ-У1 10 5
КГПМ-40/б/0,4-03-У1 6 10 58 31,5 63 - -
КГПМ-40/10/0.4-03-У1 10 8
КШМ-63/б/0,4-03-У1 6 16 90 40 63 40 -
КТПМ-63/10/0.4ЮЗ-У1 10 10
КГПМ-100/6/0,4-03-У1 6 20 144 40 100 80 -
КГПМ-100/ 10/0.4-03-У1 10 16
КГПМ-160/6/0.Ф03-У1 6 31,5 231 80 160 100 -
КГПМ-160/ 10/0.4-03-У1 10 20
КШМ-250/6/0,4-03-У1 6 40 361 80 160 100 250
КГПМ-250/10/0.4-03-У1 10 31,5
Примечания: 1. Число отходящих линий и их токи могут быть изменены по желанию заказчика.
2. Линия № 4 устанавливается в подстанциях только исполнения 1
Рис. 4.3.131. КТПМ 6-10/0,4 кВ мощностью 25-250 кВ*А
а — исполнение 1, где распределительное устройство со стороны низкого напряжения (РУНН) выполнено с автоматическими выключателями на отходящих линиях;
б — исполнение 2, где РУНН выполнено с рубильниками и предохранителями на ОТХОДЯЩИХ линиях
Для компоновки ТП Тульский завод «Автоматика» выпускает ячейки (камеры) КСО-386А и КСО-393А, которые приведены на рис. 4.3.132...4.3.135, в табл. 4.3.17 — схемы первичных соединений камер.
На рис. 4.3.136 приведена КТПГС мощностью 100-630 кВ А, а в табл 4.3.18 — основные параметры.
Трансформаторная подстанция типа КТПНУ мощностью 250-1000 кВ А приведена на рис. 4.3.137, в табл. 4.3.19 указаны основные параметры.
На рис. 4.3.138...4.3.142 приведены компоновка 2КТПНУ с ячейками КСО-393А, КСО-366А и КСО2 (398) (292), которыми оснащаются ТП завода «Автоматика» (Тульский завод), а также шинные мосты для этих камер, в табл. 4.3.20 — схемы первичных соединений камер. В табл. 4.3.21 приведены схемы главных цепей оборудования серии КСО2 (292)(298).
На рис. 4.3.143 и 4.3.144 приведены КТПНУ типа «сендвич».
Рис. 4.3.133. Общий вид камеры КСО 393А: а — КСО 393А-03, КСО 393А-04;
б —КСО 393А-15, КСО 393А-16
Рис. 4.3.132. Общий вид камеры КСО 386А: а — КСО 386А-03, КСО 386А-04;
б —КСО 386А-15, КСО 386А-16
Рис. 4.3.134. Общий вид камеры КСО 393А-40
Рис. 4.3.135. Общий вид камеры КСО 393А-50
Таблица 4.3.17. Схемы первичных соединений камер
т Схема \н- первичных соединений V Порядковый 11 1 X <Я1' \н-оЧ1' V+-V V " F4 4 I -Sf-j ШИР} •1НПШПП1
схемы 01 02 о: 3 04 05 06 07 08 09 10
Схема Ъ-Ь первичных Х_ соединений Т Порядковый * ЗТТГ ;ГГ1г1:
номер схемы 11 1 14 15 16 2: 3 24 ШМ ШМР 40 50
Трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ
Таблица 4.3.18. Основные параметры КТПГС
Тип КТПГС УВН РУНН
Номинальное 1 напряжение, кВ Номинальный ток предохранителей, А Номинальный ток трансформатора на стороне НН, А Номинальное напряжение на стороне НН, кВ Номинальные токи линий, А
№1 №2 №3 №4 №5 №6 №7 №8
КТПГС-250/6/0,4/0,3-У1 6 40 360 0,4 400 250 100 -
КТПГС-250/10/0.4/0,3-У 1 10 31,5
КТПГС-400/6/0,4/0,3-У1 6 80 580 400 400 250 250 100 100 - -
КТПГС-400/10/0,4/0,3-У 1 10 50
КГПГС-630/6/0,4/0,3-У1 6 100 900 400 400 250 250 100 100 100 100
КТПГС-630/10/0,4/0,3-У1 10 80
Примечание: Число отходящих линий и их токи могут быть изменены по желанию заказчика
Рис. 4.3.136. Схема первичных соединений КТПГС мощностью 100-630 кВ*А: QS1 — разъединитель; QS2 — выключатель нагрузки; QS3 — выключатель нагрузки; FV1...FV3 — разрядники 10 кВ; FV4...FV6— разрядники 0,5 кВ;
FU1...FU3 — предохранители; FU4...FU27— предохранители;
Т1 — трансформатор силовой; ТА 1... ТАЗ — трансформатор тока;
РИ — счетчик; СП — рубильник; Q2...Q9 — рубильники
Таблица 4.3.19. Основные параметры КТПНУ
Тип КТПНУ Число, мощность трансформаторов, УВН РУНН
Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток предохранителей, А Номинальный ток трансформатора на стороне НН, А Номинальное напряжение на стороне НН, кВ Номинальный ток вводных панелий,А
КТПНУ-250/6/0.4-03-У1 1x250 6 50 360 0,4 1x400
КШНУ-250/ 10/0,4-03-У! 1x250 10 31,5
КТПНУ-400/6/0,4-03-У1 1x400 6 80 580 1x630
КТПНУ-400/ 10/0,4-03-У! 1x400 10 50
КТПНУ-630/6/0.4-03-У1 1x630 6 100 900 1x1000
КГПНУ-630/ 10/0,4-03-У 1 1x630 10 80
КТПНУ-1000/6/0,4-03-У1 1x1000 6 160 1440 1x1600
КТПНУ-1000/ 10/0,4-03-У! 1x1000 10 100
2КТПНУ-250/6/0.4-03-У1 2x250 6 50 360 2x400
2КТПНУ-250/ 10/0,4-03-У 1 2x250 10 31,5
2КТПНУ-400/6/0.4-03-У1 2x400 6 80 580 2x630
2КТПНУ-400/ 10/0.4-03-У1 2x400 10 50
2КТПНУ-630/б/0,4-03-У1 2x630 6 100 900 2x1000
2КТПНУ-630/ 10/0,4-03-У! 2x630 10 80
2КГПНУ-1000/ 6/0,4-03-У 1 2x1000 6 160 1440 2x1600
2КГПНУ-1000/ 10/0,4-03-У! 2x1000 10 100
Рис. 4.3.137 Схема электрическая КТПНУ мощностью 250...1000 кВ "А а — однотрансформаторная; б — двухтрансформаторная
2КТПНУ
Примечание. В скобках указаны размеры блока при комплектовании камерами КСО 393А.
Рис. 4.3.138. Общий вид и габаритные размеры 2КТПНУ, оснащенных камерами КСО-393А: 2КТПНУ мощностью до 400 кВ • А: А = 6000: В = 6650; С - 2100; D = 6300; 2КТПНУ мощностью до 630 кВ • А; 1000 кВ • А: А = 6500: В = 6950: С = 2400: D = 6600:
Примечание.
Глубина камер КСО 366А — 1000 мм.
Рис. 4.3.139. Общий вид камеры КСО 366А: а — КСО-366А-01...КСО-366А-13; б — КСО-366А-14; КСО-366А-15
Примечание. Глубина камер КС02 — 1100 мм
Рис. 4.3.140. Общий вид камер КСО-2: а — КСО-2(298)-8ВВ-600УЗ, б — КСО-2(292)-8ПВ-600УЗ
Рис. 4.3.141. Шинные мосты для для камер КСО2 (298)
Таблица 4.3.20. Схемы первичных соединений, камер
, ltd- о 9Н-200 9Н-400 4+^ III Hi
00 it й
! !!! Ml
ь- it i i
iii 1
[i А со 6Н-200 6Н-400 Г* ю i Ю
г .Л. -t>oi=iTLJ> ю И й 'W 5 14-400
тг 4Н-200 4Н-400 >: 2 1 tn
Н- со it й iX-чши—11' CN V- i CM
р_. (0 13-400 1з - 630 V- s
- ц Q X* § V о
>s 3 § S Г| ч 1 1Ф J. II1 11 !i |ф
Примечание
1. Размеры КТПНУ, мм:
• при мощности до 400 кВ • А :
L = 6000, В = 6650(6300), b = 2100;
• при мощности 630, 1000 кВ • А:
L = 6500, В = 6950(6600), b = 2400;
2. Размеры в скобках для блока УВН с камерами КСО 386А.
Рис. 4.3.143. КТПНУ типа «сендвич» мощностью 2x250—2x1000 кВ* А завод «Автоматика» (г. Тула) а — внешний вид; б — компоновка КТПНУ
Таблица 4.3.21. Схемы главных цепей оборудования серии КСО2 (292) и КСО2 (298)
Схема главных цепей Б а а 1 а а —1|| 1 8! Г* 8 гг-'Г* £ 1|1 Б Е Г а: 8: ।—TS>—||i L 1
Обозначение исполнения схемы гланых цепей 1ВВ-630 1ПВ-630 2ВВ-630 2ПВ-630 ЗВВ-1000 ЗП В-1000 3BB-630 ЗПВ-630 4ВВ-1000 4ПВ-1000 4ВВ-630 4ПВ-630 5ВВ-1000 5П В-1000 5ВВ-630 5ПВ-630 6ВВ-1000 6ПВ-1000 6ВВ-630 6ПВ-630 7ВВ-1000 7П В-1000 7ВВ-630 7ПВ-630
Назначение камер Отходящая линия Транзитная линия Ввод секц. выкл. Отходящая линия Ввод
Наименование камер (по основным комплектующим изделиям) Камеры с высоковольтными выключателями
Трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ
Схема главных цепей
Е "я 1 £ Г [ —Г4®—|И ] ] —Г-И—]||
Обозначение исполнения схемы гланых цепей 8ВВ-1000 8ПВ-1000 8ВВ-630 8ПВ-630 8.1ВВ-1000 8.1ПВ-1000 8.1 В В-6 30 8.1 П В-630 9-400 10-400 11-400 12-630ТН 12.1-630ТН
Назначение камер Ввод Ввод. Отходящая линия Отходящая линия Трансформатор напряжения с кабельной сборкой
линия с бок. переходом, зад. переходом
Наименование камер (по основным комплектующим изделиям) Камеры с высоковольтными выключателями Камера с предохранителями Камеры с выключателями нагрузки Камеры с трансформаторами напряжения
Подстанции. Распределительные пункты
Схема главных цепей '”‘f — Г 4s»—|П Т гг
Обозначение исполнения схемы гланых цепей 13-400ТН 13.1-400ТН 14-400РВО 14-400ПН 14-400РВД 15-400ТСН 16-400ТСН 18-630ТН 18-1000ТН 19-630ТН 19-1000ТН 20-400ТН
Назначение камер Трансформатор напряжения заземлением сборных шин Трансформатор напряжения Камеры с разрядниками или ограничителями напряжения Камеры с трансформаторами собственных нужд Камеры с трансформаторами напряжения Трансформатор напряжения с секц. переходом
Наименование камер (по основным комплектующим изделиям) Камеры с трансформатором напряжения
Трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ
Продолжение табл. 4.3.21
Схема главных цепей - К К р- 2 'Т
Обозначение исполнения схемы гланых цепей 22-1000 22-630 23-1000 23-630 24.1-1000 24.1-630 24.2-1000 24.2-630 25-1000ТН 25-630ТН 25.1-1000ТН 25.1-630ТН 26-1000ТН 26-630ТН 27ВВ-1000 267ПВ-1000 27В В-630 27ПВ-630
Назначение камер Камеры с кабельнми сборками Секционный разъединитель, шинный ввод Секционный разъединитель Камеры с трансформатором напряжения с секц. переходом и заземле- сб. шин Камеры с трансформатором напряжения с секц переходом Камеры с секционными разъединителями Камеры для установки высоковольтного выключателя (резервная)
Наименование камер (по основным комплектующим изделиям) Камеры с разъединителями
Подстанции. Распределительные пункты
Схема главных цепей аЬ - Н'Ч' £
Обозначение исполнения схемы гланых цепей 28А 28.1А-1000 28.4А-630 28.2А-1000 28.2А-630 28.3А-1000 28.3А-630 35-1000 35-630 35-400 36-400 37-400
Панель собственных нужд Панель собственных нужд (28.1-зад.; 28.4-бок. выход) Панель собственных нужд с кабельной сборкой Панель собственных нужд с боковым переходом Камеры с секционным разъединителем Заземление сборных шин
Наименование камер (по основным комплектующим Камеры собственных нужд
Камеры с кабельным вводом
Примечание. При двухрядном расположении комплекта с камерами могут поставляться шинные мосты (см. рис. 4.3.141)
Трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ
Рис. 4.3.144. УЗТП типа «сендвич» мощностью 2x250-2x1000 кВ* А завода «Автоматика» (г. Тула)
4.3.18. Комплектные трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ, выпускаемые Минским электротехническим заводом им. Козлова
КТПНД мощностью 40—100 кВ*А шкафного типа. На рис. 4.3.145 приведена блочная комплектная трансформаторная подстанция 6-10/0.4 кВ. предназначенная для Подмосковья.
Подстанции типа КТПНД мощностью от 40 до 100 кВ-А наружной установки служат для приема энергии промышленной частоты напряжением 6(10) кВ, преобразования её в электроэнергию напряжением 0,4 кВ и снабжения ею потребителей в районах с умеренным климатом (от -40 до +40 °C).
КТПНД предназначены для электроснабжения промысловых скважин добычи нефти и других промышленных объектов.
Комплектно с КТПНД поставляется высоковольтный разъединитель, который устанавливается на ближайшей опоре ЛЭП.
Высоковольтный ввод в подстанцию — воздушный; вывод линии 0,4 кВ — кабельный.
В КТПНД имеются блокировки, обеспечивающие безопасную работу обслуживающего персонала.
Рис. 4.3.145. КТПНД мощностью 40-100 кВ*А шкафного типа а — внешний вид; б — схема электрическая принципиальная
6(10) кВ
Обозначение типа Сторона высшего напряжения Сторона низшего напряжения
Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А
плавкой вставки предохранителя разделителя автоматического выключателя линии
КШНД-40/6/0.4-75-У1 6 10 63
КТПНД-40/10/0.4-75-У1 10 8
КГПНД-63/6/0.4-75-У1 6 16 100
КТПВД-63/ 10/0,4-75-У 1 10 10
КТПНД-100/6/0,4-75-У1 6 20 160
КГПНД-100/ 10/0.4-75-У1 10 16
Рис. 4.3.145. Окончание
КТПНД мощностью 400—630 кВ * А киоскового типа (рис. 4.3.146... 4.3.148, табл. 4.3.22). Подстанции трансформаторные комплектные типа КТПНД мощностью 400 и 630 кВ*А представляет собой однотрансформаторные подстанции наружной установки и служат для приема электрической энергии трехфазного переменного тока частоты 50 Гц напряжением 6 или 10 кВ, преобразования в электроэнергию напряжением 0,4 кВ и снабжения ею потребителей ( в том числе нефтеперерабатывающей промышленности) в районах с умеренным климатом (от -40 до +40 °C). КТП подключается посредством разъединителя к ближайшей опоре ЛЭП.
Особенностями такой КТПНД являются:
• наличие в шкафу трансформатора естественной вентиляции, обеспечивающей охлаждение силового трансформатора;
• РУНН выполнено с двухсторонним обслуживанием;
• имеется устройство, позволяющее закатывать и выкатывать трансформатор из шкафа трансформатора;
• на отходящих линиях установлены автоматические выключатели выдвижного исполнения;
• КТПНД оборудованы двумя штепсельными разъемами для присоединения токоприемников, соответственно, 380 В на 60 А и 220 В на 40 А.
Тип КТП L,mm Масса без трансформатора, не более, кг Масса с трансформатором, не более, кг
КТПНД-400 4660 2000 3300
КТПНД-630 5760 2500 4640
В КТПНД имеются электрические и механические блокировки, обеспечивающие безопасную работу обслуживающего персонала.
Ввод на стороне ВН — воздушный, выводы отходящих линий НН — кабельные. Подстанция обеспечивает учет активной электрической энергии.
В КТПНД имеется фидер наружного освещения с автоматическим включением и отключением. Число отходящих линий и их токи могут быть изменены по желанию заказчика.
Таблица 4.3.22. Технические характеристики КТПНД
Наименование параметра Значение параметра
КТПНД-400 КТПНД-630
Тип трансформатора ТМГ-400 ТМГ-630
Схема и группа соединения обмоток трансформатора Y-Yh-0
Номинальная мощность трансформатора, кВ • А 400 630
Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ 6 10 6 10
Номинальный ток трансформатора на стороне ВН, А 38,5 23,1 60,69 36,4
Номинальный ток плавкой вставки предохранителя ВН, А 80 50 100 80
Номинальное напряжение на стороне НН, кВ 04
Номин на сто [альный ток трансформатора эоне НН, А 577,4 910,4
Номинальный ток отходящих линий, А №1 250 250
№2 160 160
№3 100 100
№4 50 50
№5 25 25
№6 — 250
№7 — 160
№8 — 100
№9 60 60
№10 40 40
линия освещения 16 16
Рис. 4.3.147. Схема электрическая принципиальная КТП мощностью 400—630 кВ-А тупикового типа
Подстанции. Распределительные пункты
Рис. 4.3.148. Схема электрическая принципиальная КТП мощностью 400-630 кВ-А проходного типа
Трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ
КТП мощностью 400—630 кВ • А. Подстанции трансформаторные комплектные мощностью 400 и 630 кВА (рис. 4.3.149) представляют собой однотрансформаторные подстанции наружной установки и служат для приема электрической энергии трехфазного переменного тока частоты 50 Гц напряжением 6 или 10 кВ, транзита её (проходное КТП), преобразования в электроэнергию напряжением 0,4 кВ и снабжения ею потребителей в районах с умеренным климатом (от -40 до +40 °C).
КТП с воздушным вводом подключается к ЛЭП посредством разъединителя, который устанавливается на ближайшей опоре ЛЭП.
Особенностями КТП являются:
• наличие в шкафу трансформатора естественной вентиляции, обеспечивающей охлаждение силового трансформатора;
• РУНН выполнено с двухсторонним обслуживанием;
• наличие устройства, позволяющего закатывать и выкатывать трансформатор из шкафа трансформатора;
• на отходящих линиях установлены автоматические выключатели выдвижного исполнения.
Подстанция обеспечивает учет активной электрической энергии. Для создания нормальных условий работы счетчика схемой предусмотрен его обогрев. В КТП имеется фидер наружного освещения с автоматическим включением и отключением.
Ввод на стороне ВН — воздушный или кабельный, выводы отходящих линий НН — кабельные.
В КТП имеются электрические и механические блокировки, обеспечивающие безопасную работу обслуживающего персонала.
КГП устанавливается на фундаменте или утрамбованной площадке.
Имеется возможность на базе конструкции проходных и тупиковых КТП комплектовать двухтрансформаторные КТП.
КТП тупикового и проходного типа мощностью 630 и 1000 кВ'А (рис. 4.3.150). Высоковольтный ввод в подстанцию — кабельный или воздушный, выводы линий 0,4 кВ — кабельные.
На отходящих линиях установлены автоматические выключатели стационарного исполнения.
КТП предназначена:
• для приема электрической энергии 6 (10) кВ, транзита ее (КТП проходного типа), преобразования и распределения при напряжении 0,4 кВ;
• для обеспечения электроэнергией отдельных населенных пунктов и промышленных объектов в районах с умеренным климатом (от -40 до +40 °C).
КТП тупикового типа
КТП проходного типа
Тип КТП L, мм Масса (с трансформатором), не более, кг
КТПТ-400/10/0,4-91У1 3060 2975
КГПТ630/ 10/0.4-93У1 4300 4550
Тип КТП L, мм Масса (с трансформатором), не более, кг
КТПП-400/ 10/0,4-ЭЗУ 1 6500 4735
КТПП-630/10/0,4-ЭЗУ 1 7720 6300
В схеме предусмотрены: учет активной и реактивной энергии, а также обогрев для создания нормальных условий работы низковольтной аппаратуры; установка газовой защиты и манометрического термометра (по желанию заказчика).
В КТП имеется фидер наружного освещения с автоматическим включением и отключением; электрические и механические блокировки, обеспечивающие безопасную работу обслуживающего персонала.
Число отходящих линий и их токи могут быть изменены по желанию заказчика.
Дополнительные сведения о КТП приведены в табл. 4.3.23.
Технические характеристики КТП:
Номинальное первичное напряжение, кВ Номинальное вторичное напряжение, кВ Номинальная мощность, кВ • А Схема и группа соединения обмоток трансформатора
6 (10)
0,4
630; 1000
Y/YH-0
A/YH-11
Рис. 4.3.150. КТП мощностью 630 и 1000 кВ • А тупикового типа (Т) с воздушным (кабельным) вводом ВН
КТП 400—1000 кВ «А проходного типа. Примером такой КТП является КТПСП (рис. 4.3.151), которые выпускаются мощностью 400, 630, 1000 кВ-А однотрансформаторные, двухтрансформаторные, однорядные и двухрядные. КТПСП предназначены для эксплуатации внутри помещений.
Степень защиты оболочки — IP21.
Шкаф УВН комплектуется выключателем нагрузки с предохранителями.
В шкафах РУНН устанавливаются выдвижные автоматические выключатели: две отходящие линии в шкафу ввода и шесть в шкафу линий. При применении стационарных аппаратов РУНН комплектуется из панелей ПХХ-94.
Тип КТПСП
2КТПСП-400 10000
2КТПСП-630 10400
2КТПСП-1000 10800
Рис. 4.3.151. КТПСП мощностью 400-1000 кВ*А а — однолинейная принципиальная схема; б — компоновка КТП
А, мм
Вводные и секционный выключатели применяются типа ВА55 с электромагнитным приводом. На отходящих линиях устанавливаются выключатели с ручным приводом.
КТП мощностью 630-1000 кВ* А приведены на рис. 4.3.152 и 4.3.153
Рис. 4.3.152. КТПСП мощностью 630 и 1000 кВ-А проходного типа (П) с воздушным (кабельным) вводом ВН
КТП мощностью 1000 кВ*А. КТП (рис. 4.3.154) предназначена для обеспечения электроэнергией отдельных населенных пунктов и промышленных объектов в районах с умеренным климатом (от -40 до +40 °C).
Высоковольтный ввод в подстанцию - кабельных, выводы линий 0,4 кВ — кабельные.
На отходящих линиях установлены автоматические выключатели стационарного исполнения.
В схеме предусмотрен учет активной и реактивной энергии, а также обогрев, для создания нормальных условий работы низковольтной аппаратуры.
Схемой КТП предусмотрено установка газовой защиты и манометрического термометра (по желанию заказчика).
В КТП имеются: фидер наружного освещения с автоматическим включением и отключением; электрические и механические блокировки, обеспечивающие безопасную работу обслуживающего персонала.
Рис. 4.3.153. Схема электрическая принципиальная КТП мощностью 630 и 1000 кВ* А проходного (тупикового) типа с воздушными (кабельными) вводами
Трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ
Число отходящих линий и их токи могут быть изменены по желанию заказчика.
Электрические характеристики КТП:
Номинальное первичное напряжение, кВ 6(10)
Номинальное вторичное напряжение, кВ 0,4
Номинальная мощность, кВ*А 1000
Рис. 4.3.154. КТП мощностью 1000 кВ-А
4.4. Конструкции комплектных распределительных устройств (КРУ)
4.4.1. КРУ стационарной установки (КСО)
Основные сведения о КРУ.
Комплектные распределительные устройства (КРУ) — это распределительные устройства, состоящие из закрытых металлических шкафов, в которых на заводе смонтированы коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики. Они поставляются в собранном или полностью подготовленном для сборки виде. Устройство для внутренней установки обозначают КРУ, а для наружной — КРУН.
Распределительное устройство (РУ) — электроустановка для приёма и распределения электроэнергии, содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства (компрессорные, аккумуляторные), а также устройства защиты, автоматики и измерительные приборы.
Открытое распределительное устройство (ОРУ) — РУ, всё или основное оборудование которого расположено на открытом воздухе.
Закрытое распределительное устройство (ЗРУ) — РУ, оборудование которого расположено в здании.
Коридор обслуживания — коридор вдоль камер или шкафов КРУ для обслуживания аппаратов и шин; взрывной — коридор, в который выходят двери взрывных камер.
Преимущества КРУ привели почти к полному вытеснению РУ 6-35 кВ старого типа, оборудование которых собиралось на месте монтажа. Шкафы КРУ изготавливают на специализированных предприятиях по отработанным технологическим процессам, в результате чего резко сокращаются трудовые затраты на электромонтажные работы и численность занятого на монтаже персонала, а также сроки строительства и ввода в эксплуатацию объектов, повышаются качество и надежность подстанций. В помещении распредустройства набирают из отдельных шкафов КРУ со встроенными в них электрическими аппаратами.
Закрытые КРУ преимущественно выполняют в простейших одноэтажных зданиях зального типа, а открытые — на сборных железобетонных и стальных опорных конструкциях.
Комплектные распределительные устройства в зависимости от способов установки разделяют на следующие серии:
/ комплектные стационарные распределительные устройства одностороннего обслуживания (камеры КСО внутренней установки, рис. 4.4.1...4.4.8);
Z комплектные распределительные устройства выкатного исполнения внутренней установки (камеры КРУ, рис 4.4.9, 4.4.53, внутренней установки рис. 4.4.25, 4.4.27, 4.4.58 и др.);
Z комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН, КРН рис. 4.5.1, 4.5.14).
Более совершенные конструктивно и оснащенные дополнительными аппаратами и приборами камеры КСО серий: КСО-272, и КСО-285, КСО-366 и КСО-386. В первых двух монтируется силовой выключатель и разъединители, в последних двух — выключатели нагрузки или разъединители.
Комплектные распределительные устройства должны удовлетворять требованиям по стойкости к сквозным токам короткого замыкания, выдерживать при включенном положении аппаратов главной цепи номинальный ток электродинамической стойкости, а также прохождение номинального тока термической стойкости в течение 3 с. Другое время прохождения тока термической стойкости определяется по формуле 1^ = const, где /тер — номинальный ток термической стойкости, кА; t — время прохождения тока термической стойкости, с.
Заземляющие ножи в КРУ выполняют стационарного исполнения. Они должны выдерживать без разрыва заземляющих цепей номинальные токи электродинамической и термической стойкости при длительности прохождения его 1 с. При этом допускается приваривание контактов ножей.
При разработке и освоении КРУ особое внимание должно быть обращено на обеспечение безопасности эксплуатации и ремонта КРУ.
Шкафы КРУ должны быть снабжены блокировками, не допускающими:
Z перемещение выдвижного элемента из рабочего положения и из контрольного положения в рабочее при включенном положении коммутационного аппарата, установленного на выдвижном элементе;
Z включение коммутационного аппарата установленного на выдвижном элементе, при нахождении выдвижного элемента в промежуточном (между рабочим и контрольным) положении;
Z перемещение выдвижного элемента из контрольного (разобщённого) положения в рабочее положение при включенных ножах заземляющего разъединителя;
Z включение или отключение разъединителей при включенном выключателе главной цепи;
Z включение разъединителей при включенных ножах заземляющего разъединителя, а также включение заземляющего разъединителя при включенных разъединителях;
Z вкатывание и выкатывание выдвижного элемента с разъединителями под нагрузкой (для шкафов без выключателей);
/ включение заземляющего разъединителя в шкафу секционирования с разъединителем при рабочем положении выдвижного элемента секционного выключателя.
При наличии в КРУ или КРУН стационарных разъединителей должны быть выполнены блокировки, не допускающие открывания дверей или сетчатых ограждений (выполненных в виде дверей) при включенных разъединителях.
Кроме указанных блокировок шкафы КРУ должны быть укомплектованы блокировками внешних присоединений; например, в шкафах КРУ, которые снабжены заземляющими разъединителями, должна быть предусмотрена возможность установки необходимых устройств для осуществления следующих блокировок, которые не допускают:
/ включение заземляющего разъединителя при рабочем положении выдвижных элементов или включенном положении коммутационных аппаратов в других шкафах КРУ, от которых возможна подача напряжения на шкаф, где размещён заземляющий разъединитель;
/ перемещение в рабочее положение выдвижных элементов (или включение коммутационных аппаратов) при включенном положении заземляющих разъединителей в других шкафах КРУ, от которых возможна подача напряжения на шкаф, где размещён заземляющий разъединитель.
При возникновении внутри шкафа КРУ короткого замыкания с открытой электрической дугой, конструкция должна выдерживать её воздействие.
Дальнейшее расширение применения вакуумных выключателей в РФ позволит создать высокоэкономичные КРУ и одновременно уменьшить их размеры. Применение вакуумных по сравнению с другими типами выключателей даёт ряд преимуществ: малую массу КРУ, хорошие коммутационные характеристики из-за высокой скорости восстановления изоляционного промежутка, отсутствие опасности загорания или взрыва, так как нет пожароопасной дугогасительной среды, шума при срабатывании и т.д.
Для накопления опыта монтажа, наладки и эксплуатации Московский завод по производству электротехники — Мосэлектрощит (МЭЩ) разработал и с 1972 г. приступил к изготовлению шкафов КРУ с вакуумным выключателем нагрузки ВНВП-10/ 320. Этот выключатель разработан ВЭИ и освоен Нальчиковским заводом высоковольтной аппаратуры (НЗВА) совместно с коллективом конструкторов МЭЩ. Учитывая ограниченную область применения КРУ с вакуумными выключателями нагрузки на такие малые параметры, было принято решение не создавать для него специального малогабаритного шкафа КРУ, а установить его в освоенных МЭЩ шкафах КРУ К-ХП. Указанным КРУ присвоены серии К-ХП/ВАК, шкафы которой отличаются от КРУ К-ХП только конструкцией выдвижного элемента. В вакуумный выключатель ВНВП встроены дугогасительные камеры КДВ-21.
Комплектные РУ К-ХП/ВАК предназначены, так же как и основная серия КРУ К-ХП, для приёма и распределения электроэнергии трёхфазного переменного тока промышленной частоты 50 Гц.
Поскольку в состав серии К-ХП/ВАК входят те же шкафы КРУ, что и в К-ХП, с тем лишь отличием, что вместо масляных выключателей на выдвижном элементе КРУ установлен выключатель ВНВП-10/320, шкафы КРУ К-ХП/ВАК имеют технические данные, определяемые вакуумным выключателем: номинальный ток шкафа 630 А; выдвижного элемента с выключателем 320 А, номинальный ток отключения 2 кА; многократно отключаемый ток 900 А, номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей выдвижного элемента 40 кА; номинальный ток термической стойкости для промежутка времени 0,3 с 20 кА. После прохождения сквозных токов короткого замыкания, в том числе равных 20 кА, не требуется замена дугогасительных камер. Допустимое число срабатываний выключателя при номинальном напряжении без камеры КДВ: при отключении тока до 900 А — не менее 30 000. при отключении тока 2000 А — не менее 10.
Выдвижной элемент с вакуумным выключателем и приводом к нему имеет специальную конструкцию; так как ВНВП предназначен для встраивания в шкафы К-ХП, он по габаритным и присоединительным размерам унифицирован с выключателем ВМП-10 К. Связь вторичных цепей выдвижного элемента с релейным шкафом осуществляется при помощи одного штепсельного разъёма СШР-48 на 20 цепей Выдвижной элемент с выключателем ВНВП-10/320 имеет те же фиксированные положения в корпусе шкафа КРУ, те же блокировки и тот же принцип фиксации и открывания шторок, как во всех шкафах КРУ К-ХП.
Большой объём работ по созданию принципиально новых конструкций шкафов КРУН с вакуумными выключателями выполняет МЭЩ совместно с Украинским отделением института «Сельэнергопроект» (СЭП). МЭЩ разрабатываются шкафы КРУН наружной установки К-100 и К-102 с применением вакуумных выключателей. Совместно с МЭЩ ВЭИ создана конструкция нового вакуумного выключателя на более высокие параметры: номинальный ток отключения 20 кА при напряжении 10 кВ. В настоящее время МЭЩ разрабатывает конструкцию новой серии шкафов КРУ с этим выключателем (К-101). В СКБ ОАО «Ровенский завод высоковольтной арматуры» (РЗВА) разрабатывается конструкция нового вакуумного выключателя на 10 кВ на токи отключения 20 и 31,5 кА, а также КРУ с этим выключателем.
4.4.2. КСО ранних (старых) модификаций с выключателями нагрузки
Камеры КСО-3. Наименование камеры расшифровывается следующим образом: К — камера, С — сборная, О — одностороннего обслуживания, 3 — третьей модификации. Камеры КСО-3 изготавливаются по 12 типовым схемам и предназначены для комплектования РУ на напряжение 6-10 кВ по схемам, в которых применены выключатели нагрузки. Камеры устанавливаются только в специальных электротехнических помещениях и обслуживаются обученным персоналом.
На рис. 4.4.1. показано устройство камеры КСО-3. Конструктивно ка-
Рис. 4.4.1. Камера КСО-3, выполненная по схеме 09.
1 — главные шины; 2 — опорный изолятор; 3 — амперметр; 4 — место для счётчика; 5 — контакты КСАМ; 6 — привод выключателя нагрузки; 7 — коробка для наборных зажимов вторичных цепей; 8 — сетчатая дверь; 9 — проходной изолятор; 10 — выключатель нагрузки; 11 — плавкий предохранитель;
12— сварной корпус; 13— трансформатор тока; 14— концевая заделка кабеля
мера состоит из сварного корпуса, выполненного из гнутого листа, и передней сетчатой двери. Корпус камеры унифицирован и является общим для всех типовых схем. Внутри корпуса на заводе-изготовителе монтируют оборудование по одной из типовых схем.
4.4.3. КСО ранних (старых) модификаций с силовыми выключателями
Камеры КС0-2УМ. Марка камеры расшифровывается следующим образом: К — камера, С — стационарная, О — одностороннего обслуживания, 2 — второй модификации, У — унифицированная, М — модернизированная^ Общий вид камеры показан на рис. 4.4.2
Рис. 4.4.2. Комплектное распределительное устройство КСО-2УМЗ:
1 — опорные изоляторы; 2 — сборные шины; 3 — шинные разъединители;
4 — масляный выключатель; 5 — трансформаторы тока;
б — линейный разъединитель; 7 — привод выключателя
Как и камеры КСО-3, камеры КС0-2УМ и КСО-266 (рис. 4.4.3) предназначены для комплектования распределительных устройств 6-10 кВ и могут быть установлены только в электротехнических помещениях, обслуживаемых обученным персоналом.
Рис. 4.4.3. Сборная камера КСО-266:
1,4 — двери, соответственно, кабельного отсека и отсека выключателя; 2 — привод выключателя; 3 — привод разъединителя; 5 — сборная шина; б — шинный разъединитель; 7 — сетчатая дверь; 8 — отсек выключателя; 9 — трансформатор
тока; 10 — отсек линейного разъединителя
4.4.4. Камеры КСО-366 и КСО-386
Камеры КСО-366 предназначены для установки в них разъединителей, выключателей нагрузки, предохранителей, трансформаторов напряжения, разрядников. Камеры изготавливают по 15 типовым схемам первичных соединений. Камеры КСО-366 (рис. 4.4.4 и 4.4.5) представляют собой сварную металлоконструкцию из гнутых стальных профилей. Внутри камеры размещена аппаратура и шины главных цепей, а на фасаде — приводы управления выключателем нагрузки и разъединителем. Доступ в камеру КСО осуществляется через одностворчатую дверь, на которой имеется смотровое окно для обзора внутренней зоны камеры. На дверях камер КСО установлены замки, которые закрывают одним ключом. Боковая левая стенка закрыта металлическим листом. Вверху на фасаде камеры КСО расположен короб, в который прокладываются магистрали вспомогательных цепей и установлена клеммная рейка. На левой фасадной стойке камеры расположены выключатель и лампа освещения, приводы выключателей нагрузки и разъединителей, а на правой стойке — приводы заземляющих ножей. Выключатели нагрузки и разъединители со стационарными заземляющими ножами снабжены механической блокировкой, которая непозволяет включить заземляющие ножи при включенном разъединителе или выключатели нагрузки и не позволяет включить разъединитель или выключатель нагрузки при включенных заземляющих ножах. Кроме того, приводы
Рис. 4.4.4. Камера КСО-366
всех заземляющих ножей секционных камер и камер заземления сборных шин снабжены устройством позволяющим запирать приводы в обоих положениях висячим замком. На фасаде камер КСО имеется заземляющий зажим для присоединения переносного заземления. В камерах КСО предусмотрена возможность установки инвентарной изоляционной перегородки для ограждения частей, остающихся под напряжением при работе персонала на кабеле. При этом блокируется закрывание двери.
Общий вид и схемы коммутации камеры КСО-386 приведены на рис. 4.4.6, а краткая характеристика ячеек камеры — в табл. 4.4.1
Рис. 4.4.5. Общий вид (а) и схемы коммутации камеры КСО-366 (б — с ВНз-16 и заземляющими ножами; в — с ВН-16 и заземляющими ножами; г, д — с ВНП-17; е — с трансформатором напряжения; ж — с АВР на напряжении 6-10 кВ):
1 — привод ПР-17; 2 — сигнальная лампа; 3 — сигнальные контакты КСА;
4 — измерительный прибор; 5 — привод разъединителя заземления; 6 — опорный изолятор; 7 — шины; 8 — выключатель нагрузки; 9 — трансформаторы тока ТПЛ
Рис. 4.4.6. Общий вид камеры КСО-386, схемы коммутации: а - КСО-386-01 ... КСО-386-14
КСО-386-17 ... КСО-386-22
б - КСО-366-15, КСО-366-16.
в — КСО-386-06:
1 — опорные изоляторы сборных шин; 2 — выключатель нагрузки;
3 — предохранители ПК-6 (ПК 10), 4 — трансформаторы тока 6-10 кВ г — схемы коммутации камеры КСО-386
Обозначение схемы
КСО 386
Обозначение схемы КСО 386
Таблица 4.4.1. Краткая характеристика ячеек КСО-386
Обозначение КСО-386- ...УЗ Состав ячейки Наличие заземляющих ножей со стороны
питания потребителя
КСО-386-01-УЗ РВ нет есть
КСО-386-02-УЗ РВ есть есть
КСО-386-04-УЗ ВН.ПК нет нет
КСО-386-06-УЗ ВН.ПК.ТТ нет нет
КСО-386-07-УЗ РВ есть есть
КСО-386-08-УЗ ВН нет нет
КСО-386-09-УЗ ВН,ПК нет нет
КСО-386-10-УЗ РВ,ПК есть есть
КСО-386-12-УЗ вн,пк есть нет
КСО-386-17-УЗ ВН — ввод, ВН — вывод нет нет
КСО-386-18-УЗ РВ есть есть
КСО-386-19-УЗ ВН,РВ нет есть
КСО-386-20-УЗ ВН нет нет
КСО-386-21-УЗ ВН,ТН нет нет
Примечание: 1. Цифры 01...21 в обозначении ячейки — номер её схемы коммутации.
4.4.5. Камеры КСО-272
Камеры КСО-272 предназначены для установки масляных выключателей ВМП-10 и ВПМ-10 с приводами ПЭ-11 и ПП-67, выключателей ВМПП-10 и ВПМП-10 с приводом ППВ-10, а также другого электрооборудования, как и в камерах КСО-366.
Камеры с масляными выключателями изготавливают на номинальные токи 630 и 1000 А и с выключателями нагрузки на 400 А по 23 различным схемам первичных соединений. Корпус камеры размером 1000x1200x2600 мм (со сборными шинами 2870 мм) сваривают из того же материала, что и камеры КСО-366. В нижней части камеры (рис. 4.4.7) размещены заземляющие ножи 3 и линейный разъединитель 9, а также кабельные муфты или ошиновка линейного ввода от ВЛ 6-10 кВ, в верхней части — линейный разъединитель 4, заземляющие ножи, масляный выключатель, трансформаторы тока. Доступ в камеру обеспечивается двумя сплошными стальными дверями с застеклёнными для обзора внутренних зон (выключателя и ли-
Рис. 4.4.7. Общий вид (а) и схемы коммутации камеры КСО-272 (б — отходящей линии; в и е — секционного выключателя; г — силового трансформатора; д — трансформатора с заземлением сборных шин; ж — двух секционных разъединителей):
1 — привод шинного разъединителя; 2 — привод заземляющих ножей шинного разъединителя; 3 — привод заземляющих ножей линейного разъединителя;
4 — привод линейных разъединителей; 5 — пружинный привод ПП-67;
6, 9 — линейный и шинный разъединители; 7 — масляный выключатель;
8 — сборные шины; 9 — линейный разъединитель
немного присоединения) окошками. Верхняя дверь используется для монтажа вторичных цепей, провода которых защищены съёмным стальным листом. В камере выполнены следующие механические блокировки против ошибочных операций при обслуживании: привода масляного выключателя с приводами шинного и линейного разъединителей, исключающая возможность отключения разъединителей при включенном выключателе; не допускающая включения заземляющих ножей при включенных разъединителях; не допускающая включения разъединителей при включенных заземляющих ножах
Сетка основных схем камер серии КСО-272
Камеры серии КСО-272 являются дальнейшей модернизацией камер КСО-266 Основанием для модернизации послужило следующее:
/ изучение опыта изготовления, монтажа и эксплуатации камер КСО-266;
/ рекомендации института «Тяжпромэлектропроект», Главного технического управления по эксплуатации энергосистем Минэнерго СССР, Московской кабельной сети «Мосэнерго» и Ленинградской кабельной сети «Ленэнерго»;
/ освоение заводами Министерства электротехнической промышленности СССР нового пружинного привода ППВ-10, разработанного с учётом его использования в камерах КСО-272, и разъединителей фигурного исполнения РВФЗ на 600 и 1000 А.
В сетку схем первичных соединений камер КСО-272 внесены следующие изменения (табл. 4.4.2):
/ в качестве шинных разъединителей применены разъединители РВФЗ с заземляющими ножами;
/ в схему секционных разъединителей (камера 26) введены межсекционные заземляющие ножи; из номенклатуры камер исключены: специальные камеры для заземления сборных шин. Заземление их осуществляется заземлителями, предусмотренными в любой камере трансформатора напряжения; трансформатор напряжения со статическими конденсаторами и трансформатор напряжения с разрядниками;
/ добавлены камеры: шинный трансформатор напряжения с заземлителем сборных шин (камера 13) и статические конденсаторы с разрядниками (камера 14);
/ каждой камере присвоено номенклатурное обозначение, содержащее как порядковый номер схемы первичных соединений камеры и сокращённое обозначение типов привода масляного выключателя, трансформаторов напряжения и собственных нужд разрядника, так и номинальный ток камеры.
В КСО-272 применена высоковольтная аппаратура, несколько отличающаяся от аппаратуры камер КСО-266, а именно: масляные выключатели ВМГ-10 с приводами ПП-67, ПЭ-11 и ВМГП-10 с приводом ППВ-10; разъеди-
кители РВЗ с заземляющими ножами как со стороны шарнирного контакта, так и с обеих сторон (камеры 12 и 25); разъединители РВФЗ с ножами заземления со стороны шарнирного контакта; трансформаторы силовые масляные мощностью 25 кВ-А (ТМ-25 — трёхфазные и ОМ-10 — однофазные).
Силовые трансформаторы и статические конденсаторы в комплект поставки камер не входят.
Ошиновка камер выполнена шинами из алюминиистого сплава АД31Т следующих сечений: для номинального тока 1000 А — 80x8. 400 и 600 А — 60x6.
Присоединение к штыревым выводам разъединителей на 1000 А выполнено медно-алюминиевыми переходными пластинами 80x8.
Принципиальные схемы вторичных цепей камер КСО-272 аналогичны схемам камер КСО-266, приведенным в каталоге 02.1210-71 Информэлектро.
Дополнительно разработаны схемы с применением пружинного привода ППВ-10.
В схемах учтен опыт эксплуатации схем вторичных цепей камер КСО-266 и внесены некоторые изменения, а также заменена аппаратура, снятая с производства.
Откорректированным принципиальным схемам присвоены индексы Э20.Э1 - Э20.Э91. Схеме А02.Э1 каталога соответствует схема Э20.Э1; схеме А02.Э2 - Э10.Э2 и т.д. Соответственно монтажным схемам присвоены индексы Э20.М1-Э20.М91.
Структура условного обозначения: порядковый номер схемы камеры, тип привода (П — пружинный ПП-67, ПВ — пружинный ППВ-10 и Э — электромагнитный ПЭ-11); номинальный ток, А (400, 600 или 1000); тип трансформатора (НОМ, НТМИ и НТМК); тип разрядника (РВП и РВМ); Т — трёхфазный трансформатор собственных нужд.
В схемах изображено максимальное количество кабельных присоединений.
По требованию заказчика камера 14 может быть изготовлена без конденсаторов.
Камера 9-400 временно, до выпуска заводами электропромышленности предохранителей ПК с заземляющими ножами, изготавливаться не будет.
В камерах КСО-272 размещение аппаратуры всех схем вторичных соединений, которая в КСО-266 располагалась только на двух камерах, выполнено в двух вариантах: на двух камерах и одной камере выключателя. В последнем варианте сборки и перемычки для перехода из одной камеры в другую ликвидированы.
Размещение аппаратуры схемы автоматического включения резерва на камере секционного выключателя позволило первичную схему 25 комплектовать с аппаратурой любой схемы трансформатора напряжения
Таблица 4.4.2. Схема первичных соединений камер КСО-272
Схема Номенклатурное обозначение Схема Номенклатурное обозначение
“К я Ш-400, 1ПВ-400, 1Э-400, Ш-600, ШВ-600, 1Э-600 X 9-400
2П-400, 2ПВ-400, 2Э-400, 2П-600, 2ПВ-600, 2Э-600 I 10-400
1ч %*. 5П-400, 5ПВ-400, 5Э-400, 5П-600, 5ПВ-600, 5Э 600 5П-1000, 5ПВ-1000, 5Э-1000 5^ 11-400
к камере 22 6П-400, 6ПВ-400, 6Э-400, 6П-600, 6ПВ-600, 6Э-600, 6П-1000, 6ПВ-1000, 6Э-1000 ч>|| 1 ^4 12-400НТМИ, 12-600НТМИ, 12-4002НОМ, 12-6002НОМ, 12-400НТМИ+НОМ 12-600НТМИ+НОМ
к камере 22 7Э-400, 7Э-600, 7Э-1000 П' 13-400НТМИ, 13-1000НТМИ, 13-400НТМИ+НОМ
8П-400, 8ПВ-400, 8Э-400, 8П-600, 8ПВ-600, 8Э-600, 8П-1000, 8ПВ-1000, 8Э-1000 г 14-400РВП 14-400РВМ
Окончание табл. 4.4.2
Схема Номенклатурное обозначение Схема Номенклатурное обозначение
Г 15-400, 15Т-400 1 21-400НОМ, 21-600НОМ, 21-1000 НОМ
1 16-400, 16Т-400 к камере 5,6 22-1000
\ 'I 17-400НОМ, 17-600НОМ, 17-ЮООНОМ 23-400, 23-600, 23-1000
я 18-400НОМ, 18-600НОМ, 18-ЮООНОМ J г4* 24-400, 24-600, 24-1000
я 19-400НОМ, 19-600НОМ. 19-1000 НОМ 1 Л* 25-400НТМИ, 25-600НТМИ, 25-1000НТМИ, 25-400НТМК, 25-600НТМК, 25-1000НТМК, 25-400НТМИ+НОМ, 25-бООНТМИ+НОМ, 25-Ю00НТМИ+НОМ
1 20-400НОМ Г 26-600
Т 27П-600, 27ПВ-600, 27Э-600
В конструкцию внесены радикальные изменения:
1. Ликвидированы перегородки между отсеками выключателя и линейного разъединителя и в местах шинных переходов из камеры в камеру, поэтому в камерах нет проходных изоляторов.
2. Ликвидированы сетчатые двери отсека масляного выключателя с системой блокировок и деблокировок благодаря наличию заземляющих ножей с обеих сторон масляного выключателя.
3. Высота каркаса камеры уменьшена с 2800 до 2600 мм.
4. Линейный разъединитель поднят вверх на 260 мм (по сравнению с линейным разъединителем в КСО-266), что дало возможность значительно увеличить зону кабельных разделок, улучшить компоновку оборудования на фасаде камер, увеличить высоту двери кабельного отсека и ликвидировать большую неоткрывающуюся часть фасада камеры, имевшуюся в КСО-266.
В результате перечисленных изменений масса металлоконструкции одной камеры уменьшилась в среднем на 100 кг.
Новое размещение оборудования обеспечило более свободные, чем в КСО-266, доступы к подшипнику, валу и всем элементам кинематики привода масляного выключателя.
5. Блок собственных нужд с силовым трансформатором мощностью до 25 кВ-А размещён в двух камерах. В правой камере блока размещён силовой трансформатор, в левой — низковольтное распределительное устройство собственных нужд.
Левой камере присвоен номер 28, и её следует заказывать вместе с камерой 15 или 16.
6. Шинные мосты с разъединителями можно располагать только с края распределительного устройства. Для установки приводов разъединителей, расположенных на шинном мосту, предусмотрена фасадная вставка шириной 200 мм, которая крепится к крайним камерам ряда.
Шинные мосты для различных расстояний между фасадами камер изготавливают в исполнениях, приведенных в табл. 4.4.3.
Таблица 4.4.3. Шинные мосты для различных расстояний между фасадами камер
Индекс Размер прохода Индекс Размер прохода
С разъединителями Э20.95 3250...3500
Э20.90 2000...2250 Э20.96 3500... 3500
Э20.91 2250...2500 Без разъединителей
Э20.92 2500...2750 Э20.97 2000...2500
Э20.93 2750...3000 Э20.98 2600...3100
Э20.94 3000... 3250 Э20.99 3200...3700
Существенно изменён способ прокладки проводок вторичных цепей. Во вторичных цепях применяется аппаратура с задним присоединением проводов (за исключением счётчиков и автоматов АП-50).
Прокладка проводов выполнена по внутренней стороне двери с выходом на фасадную сторону только к приводам, счётчикам и автоматам АП-50 Изнутри весь монтаж на двери закрыт защитным съёмным листом.
Такой способ прокладки вторичных цепей значительно снизит трудоёмкость этих работ и существенно улучшит внешний вид камер.
Краткая техническая характеристика камер КСО с силовыми выключателями 10 кВ и ВН-16 приведена в табл. 4.4.4.
Устройство комплектное распределительное 6—10 кВ одностороннего обслуживания КСО-62 предназначено для приёма и распределения электроэнергии переменного трёхфазного тока промышленной частоты 50 Гц для потребителей различного назначения. КСО-62 имеет климатическое исполнение УЗ по ГОСТ 15150-69.
Сетка схем главных соединений позволяет использовать КСО-62 вместо КСО-285 и КСО-386.
Основной коммутационный аппарат: выключатель нагрузки типа ВНА-10-630/20 или вакуумный выключатель типа ВВ/tel-lO на 800 А и ток отключения 8,0, 12,5 и 16,0 кА.
Высоковольтное оборудование установлено стационарно (без выкат-ных элементов).
Поставка осуществляется блоками до шести ячеек в блоке с полностью законченным в пределах блока монтажом главных вспомогательных соединений.
Техническая характеристика КСО-62:
Номинальное напряжение, кВ: 6,10
Номинальный ток главных цепей, А 630, 800, 1000
Номинальный ток электродинамической стойкости, кА 51 *
Номинальный ток термической стойкости при
времени протекания 1с., кА 20*
Вид изоляции воздушная
Габариты, мм ширина 800
глубина 930
высота 2620
* При применении КСО-62 с выключателями ВВ/ tel-Ю стойкость к токам короткого замыкания определяется параметрами выключателя (8,0; 12,5 или 16,0 кА — термическая стойкость, 20,0; 31,5 или 40,0 кА — электродинамическая стойкость).
Таблица 4.4.4. Краткая техническая характеристика
камер КСО с силовыми выключателями 10 кВ и ВН-16
Параметр Силовой выключатель Выключатель нагрузки
КСО-272 | КСО-265 КСО-285 КСО-366 | КСО-386
Номинальное напряжение (линейное), кВ 6; 10
Наибольшее напряжение, кВ 7,2; 12
Номинальный ток, А:
главных цепей камеры 400; 630; 1000 600-1000 400; 630
сборных шин 630; 1000 400; 630
рабочий ток 50; 100; 150; 200; 300; 400; 630
400; 630; 800; 1000
Номинальный ток отключения камер, кА:
с выключателем 20 20
с выключателем
нагрузки и предохранителями при U = 6 кВ 20 20
то же при U = 10 кВ 1 2 10 10
Номинальное напряжение вспомогательных цепей, В 220
Выключатель ВМГ-10; ВМГ-133; ВМП-10;
ВМПГ-10; ВМПП-10; ВМГ-10; ВВ-10
ВМПЭ-10
Привод к выключателю ПП-67; ПП-67; ПП-67
ПЭ-11; ПЭ-11;
ППВ10; ППВА
встроенные пружинный
и электро-
магнитный
Выключатель нагрузки ВНП3-17 ВНП3-17; — ВНП3-17
ВНП3-16 ВНП3-16
Приводы к выключателю ПРА-17 ПРА-17; ПРА-17 встроено
нагрузки ПР-17; ПР-10
Трансформатор тока ТПЛ-10; ТПОЛ-Ю ТПЛ-10 ТПЛ-10 ТВЛМ-10
Трансформатор напряжения НОМ; НТМИ; НТМК НОМ; НТМИ НОМ; НТМИ
Размеры, мм:
ширина 1000 1200 1000 800
глубина 1530; 1200* 1200 ИЗО; 1000* 800
высота 2870; 2600 3065; 2800* 1990 2080 1990
Масса, кг 350...900 460...930 500... 1000 225...345 310
* Размеры каркаса камеры без выступающих элементов.
** У шкафов на 630 А ток термической стойкости составляет 14 кА
Камеры КСО-393 производства «Укрэлектроаппарат» (Хмельницкий завод)1. Камеры сборные одностороннего обслуживания серии КСО-393 и шинные мосты к ним предназначены для распределительных устройств напряжением 6 или 10 кВ переменного тока частоты 50 Гц систем с изолированной нейтралью.
Внутри камеры размещена аппаратура главных цепей (автогазовый выключатель нагрузки с пружинным приводом, разъединитель с заземляющими ножами, вакуумный выключатель с электромагнитным приводом, трансформаторы тока, напряжения и др.), на фасаде - приводы ПР-10 для управления выключателем нагрузки и разъеденителем. Всего имеется 25 различных схем первичных соединений камер КСО.
При двухрядной установке камеры комплектуются шинным мостом.
Техническая характеристика КСО-393:
Номинальное напряжение, кВ: 6; 10
Номинальное рабочее напряжение, кВ 7,2; 12
Род тока переменный
Частота, Гц 50
Номинальный ток главных цепей, А 630
Номинальный ток плавкой вставки предохранителей, А для 6 кВ 31,5; 50; 80; 100; 125
для 10 кВ 31,5; 40; 63; 80; 100
Номинальный ток отключения выключателя нагрузки при cos <р=0,7, А 630
Наибольший ток отключения выключателя нагрузки при cos ср= 0,7, А 800
Габаритные размеры камер, мм высота 1900; 2550 (с мостом)
ширина 800
глубина 800
Габаритные размеры мостов, мм типа ШМ высота 500
длина 2550; 3050; 3550
глубина 855
1 Камеры серии КСО-393 выпускает также Криворожский завод электромонтажных вделий и др.
типа ШМР
высота
длина глубина
570
2950; 3450; 3950
855
Примечание: Присоединение к внешней сети только кабельное (не более двух кабелей, сечением не более 185 мм2, через кабельный канал или проём, на котором установлены камеры).
На рис. 4.4.8 приведен общий вид камеры серии КСО-393 в двух исполнениях.
Камера КСО 393-04
Рис. 4.4.8. Общий вид камеры КСО- 393 а — КСО-393-03; б — КСО-393-04
4.4.6. Комплектное распределительное устройство для частичного заземления нейтрали в сети 6—10 кВ ОАО «Мосэлектрощит»
В настоящее время в сетях собственных нужд (СН) тепловых (ТЭС) и атомных (АЭС) электрических станций, а также в общепромышленных электроустановках применяется преимущественно изолированная нейтраль, при которой в случае возникновения однофазных замыканий на землю через место повреждения протекает ток, значение которого определяется суммарной ёмкостью сети.
В таких сетях установившийся ток однофазного замыкания может изменяться от десятых долей ампера до 12... 15 А, и даже до 100 А (в городах). Существующие токовые защиты не могут с требуемой надёжностью выявить повреждённые присоединения из-за недостаточной чувствительности. Для определения повреждённого состояния требуются оперативные переключения и значительное время.
Как правило, процесс однофазного замыкания на землю начинается с перемежающегося дугового замыкания (многократные циклы «горение —
гашение» дуги) и сопровождается значительными бросками емкостных токов, которые содержат пакеты высокочастотных импульсов При этом возникают опасные для изоляции электрооборудования перенапряжения, и особенно сгорание недостаточных по проводимости кабельных токопроводящих оболочек зарубежных кабелей, работающих и предназначенных к работе в сетях с заземлённой нейтралью.
Опыт эксплуатации показывает, что при однофазных замыканиях на землю наиболее часто имеют место случаи повреждения изоляции иностранных кабелей (экраны) и электродвигателей, которые работают, как правило, в условиях загрязнённой и увлажнённой среды.
Институтом «Атомтеплоэлектропроект» (АТЭП) была разработана схема защиты сети СН ТЭС от перенапряжений путём частичного заземления нейтрали с помощью дополнительного трансформатора, нейтраль которого соединена с землёй через низкоомный резистор.
Институтом «Теплоэлектропроект» в 1988 г. разработаны схемы релейной защиты элементов в сети собственных нужд 6,3 кВ электростанций с турбогенераторами.
В 1993 г. ОАО «Мосэлектрощит» разработал для серийного производства комплектное устройство для частичного заземления нейтрали в сети 6,3 кВ СН электрических станций, а также для РУ-10 кВ газокомпрессорных станций и РУ-6(10) кВ других общепромышленных предприятий, которое можно использовать в распределительных сетях 6-35 кВ для защиты иностранных кабелей (оболочки) (рис. 4.4.9. и 4.4.10).
Частичное заземление нейтрали осуществляется подключением к сборным шинам каждой секции КРУ-6(10) кВ только в одной точке дополнительного трансформатора Т, обмотки ВН которого соеденены в звезду с выведенной нейтралью, а обмотки НН — в треугольник.
К обмоткам ВН трансформатора Т подключаются ограничители перенапряжения F типа ОПН-6(Ю), а нейтраль обмотки ВН трансформатора Т заземляется через резистор R.
На всех присоединениях КРУ устанавливается релейная защита нулевой последовательности с использованием трансформаторов тока типа ТЗЛМ и реле тока типа РТЗ-51 с действием на отключение этих присоединений без выдержки времени.
В нормальном режиме выключатель Qfl постоянно включен.
В качестве основной защиты дополнительного трансформатора в шкафу выключателя <3д устанавливается токовая отсечка.
В шкафу выключателя <3д защита нулевой последовательности выполняется в двух вариантах:
• вариант 1 — защита нулевой последовательности выполняется двухступенчато. С первой выдержкой времени она действует на отключе-
Рис. 4.4.9. Шкаф с выключателем и шинным вводом:
7 — шкаф релейный; 2 — отсек выдвижного элемента; 3 — элемент выдвижной с выключателем; 4 — корпус шкафа, 5 — рама вертикальная;
6 — отсек сборных шин; 7 — дверь; 8 — перегородка; 9 — отсек линейный;
70 — лист металлический — перегородка между шкафами.
Рис. 4.4.10. Схема шкафа для заземления нейтрали вторичной обмотки трансформатора
ние секционного выключателя Q2, со второй — на отключение выключателя Q1 «своего» ввода 6 (10) кВ с одновременным запретом АВР на секционном выключателе (но не действует на отключение выключателя Qfl).
вариант 2 — защита нулевой последовательности выполняется двухступенчато. С первой выдержкой времени она действует на отключение выключателя Qa, со второй — на отключение секционного выключателя Q2 (или выключателя резервного ввода) (рис. 4.4.11).
Техническая характеристика К-104 М для частичного заземления нейтрали:
Номинальное напряжение, кВ: Трансформатор тип номинальная мощность, кВ*А номинальное напряжение, кВ напряжение к.з., % схема соединения обмоток климатическое исполнение
Резистор активное сопротивление R, Ом допустимые токи через резистор при однофазном замыкании
Тип ограничителя перенапряжения F Трансформатор тока ТА
Ввод силового и контрольного кабелей Габаритные размеры шкафа, мм ширинахглубинахвысота
Масса комплектного устройства, кг
6; 10
ТСНЗ-63/10УЗ 63 6/0,4; 10/0,4 5,5 Y/Д УЗ
100; 150
40 А в течение 1,5 с 5 А в течение 1 ч
3,5 А в течение 2 ч определяется Заказчиком ТЛКЮ-5-0,5/ 10Р-50/5 снизу
750x1150x2100 900
(без релейного шкафа)
Рис. 4.4.11. Принципиальная схема частичного заземления нейтрали в сети 6-10 кВ с применением комплектного распределительного устройства К-104 М
4.4.7. КРУ серии К-104М ОАО «Мосэлектрощит»
Назначение и область применения. Шкафы К-104М предназначены для приёма и распределения электрической энергии трёхфазного переменного тока частотой 50 Гц номинального напряжения би 10 кВ в сетях с изолированной нейтралью и изготавливаются для нужд народного хозяйства.
Типовая схема РП 6-10 кВ, выполненная с использованием оборудования КРУ серии К-104М. приведена на рис. 4.4.12.
Шкафы К-104М рекомендуются для установки в распределительных устройствах собственных нужд тепловых и атомных электростанций, в электроустановках промышленных предприятий и узловых закрытых трансформаторных подстанций (УЗТП) сельскохозяйственных потребителей (последнее см. рис. 4.3.13)
Шкафы К-104 М соответствуют требованиям ГОСТ 14693-90 и ТУ 34-13-10854-84.
Шкафы выполняются по схемам главных цепей, приведённым в табл. 4.4.5 и по схемам вспомогательных цепей, разработанным на основании типовых работ институтов «ВНИПИэнергопром», «Энергосетьпроект», «Атомтеплоэ-нергопроект», «Тяжпромэлектропроект», «Сельэнергопроект» и др. Схемы вспомогательных цепей могут быть выполнены на электромеханическом реле, на электронных устройствах ЯРЭ или КЭУ.
Подробный перечень схем вспомогательных цепей приведён в приложении к технической информации на К-104М ОКИ. 143.044.
Рис. 4.4.12. Типовая схема РП 6-10 кВ, выполненная с использованием оборудования серии КРУ К-104 М
1150
2100
Рис. 4.4.13. Шкаф кабельного ввода (применяется для подстанций УЗТП института «Сельэнергопроект» (РОСЭП):
1 — выдвижной элемент; 2 — отсек выдвижного элемента; 3 — шкаф релейный;
4 — крышка; 5 — выключатель; 6 — кожух: 7 — отсек линейный;
8 — трансформатор тока; 9 — кронштейн; 10 -^заглушка; 11 — кабель;
12 — съёмный лист; 13 — лист
При необходимости установки шкафов ввода и секционирования на ток 2000 или 3150 А рекомендуются к применению шкафы К-105 производства ОАО «Мосэлектрощит». Шкафы К-105 стыкуются со шкафами К-104М по сборным шинам и устанавливаются на тех же опорных швеллерах.
В шкафах КРУ серии К-104М устанавливаются маломасляные выключатели типа ВК-10, ВКЭ-10 или вакуумные выключатели типа ВВЭ-10, BB/TEL-10.
В части исполнения релейной защиты и автоматики завод может выполнить её на электромеханических реле, а с 1995 г. приступил к выпуску шкафов КРУ серий К-104М и К-105 с комплектными электронными устройствами типа КЭУ, выполненных на базе интегральных микросхем или на микропроцессорах типа «БРАК» фирмы «ABB-реле Чебоксары», т.е. необходимый тип защиты выбирает заказчик.
Таблица 4.4.5. Схемы главных цепей шкафов КРУ серии К-104М
Схема главных цепей Ж НйНйМ 1 НйНйН 1
№ схемы 101 по 124 290
Номинальный ток , А 630, 1000, 1600
Максимальное число силовых кабелей —
Схема главных цепей |]
№ схемы 291 305-1 647
Номинальный ток, А
Максимальное число силовых кабелей —
Продолжение табл. 4.4.5
Схема главных цепей г1— 1 I г-1 -— Г "fl 4<) i 1
№ схемы 102 103 104 105 . 106
Номинальный ток, А 630,1000, 1600
Максимальное число силовых кабелей 4(3x240) 1 (3x240)
Продолжение табл. 4.4.5
Продолжение табл. 4.4.5
Продолжение табл. 4.4.5
Схема главных цепей 1 й & £ £
№ схемы 282-1 284 285 288 289 292*
Номинальный ток, А — 630, 1000,1600
Максимальное число силовых кабелей —
Продолжение табл. 4.4.5
Окончание табл. 4.4.5
Схема главных цепей Г Г Г
№ схемы 519 520 508 514 602 603 605
Номинальный ток, А 630,1000,1600
Максимальное число силовых кабелей 4(3x240) — 4(3x240)
Схема главных цепей —1—1 1 *
№ схемы 630 631 633 634 635 636
Номинальный ток, А 630,1000,1600
Максимальное число силовых кабелей — 4(3x240)
* При необходимости на эти шкафы возможна установка шинного моста.
Шкафы с силовыми предохранителями со схемами главных цепей 251, 252, 253, 279, 280, 281,282, 282-1, 299 допускают подключение силовых трансформаторов до 100 кВ*А.
При расширении существующих РУ-6(10) кВ шкафы К-104М при помощи переходных шкафов могут быть состыкованы со шкафами К-ХП, К-ХХУ1, К-ХХУ11. Для выбора переходного шкафа в опросном листе на шкафы К-104М необходимо указать расстояние от стены до задней стенки существующих шкафов. Со шкафами К-104М шкафы К-104М стыкуются непосредственно без переходного шкафа.
По способу присоединения шкафы К-104М могут быть с шинным вводом (см. рис. 4.4.9) или с кабельным вводом. Кабельные вводы могут быть выполнены снизу вне шкафа (рис 4.4.14), сверху шкафа (рис. 4.4.15.), снизу внутри шкафа (рис. 4.4.16). При этом следует иметь ввиду, что кабельный
Рис. 4.4.14. Шкаф КРУ с вводами силового кабеля снизу вне шкафа.
1 — элемент выдвижной — выключатель; 2 — корпус шкафа; 3 — шкаф релейный; 4 — панель; 5 — выключатель ВП-19; б — планка; 7 — шины;
8 — разгрузочный клапан; 9 — крышка; 10 — блок шинный; 11 — жгут;
12 — лист; 13 — трансформатор тока ТЗЛМ; 14 — кабель силовой; 15 — уголок опорный; 16 — коридор обслуживания; 17 — места прохода силовых кабелей;
18 — сборные шины; 19 — шины смежных шкафов; 20 — лампа; 21 — лист съёмный; 22 — место для прохода контрольных кабелей; 23 — инвентарный лист;
24 — дверь; 25 — зона расположения закладных частей
Рис. 4.4.15. Оборудование серии КРУ К-104 с кабельным вводом сверху шкафа: а — вид сбоку шкафа; б — блок кабельный
1 — отсек линейный; 2 — жгут проводов; 3 — контактное соединение, 4 — кабель, 5 — корпус; 6 — трансформатор тока; 7 — кронштейн; в — выключатель; 9 — крышка
Рис. 4.4.16. Шкаф с кабельным вводом снизу внутри шкафа
ввод снизу внутри шкафа возможен при условии выполнения кабельного присоединения не более чем двумя высоковольтными кабелями
Отверстия в полу для ввода силовых и контрольных кабелей выполняются как показано на рис. 4.4.17, 4.4.18 и 4.4.19.
Дуговая защита линейного отсека и отсека подвижного элемента выпол-
Рис. 4.4.18. Закладные элементы и отверстия в полу для кабельного ввода вне шкафа
Рис. 4.4.17. Закладные элементы и отверстия в полу для кабельного ввода внутри шкафа
Рис. 4.4.19. План установки шкафов КРУ с отверстиями для прохода силовых и контрольных кабелей:
Отверстия крепления листа к стене для кабельного ввода
1 — место прохода контрольных кабелей, 2 — закладные швеллеры основания;
3 — отверстие для крепления опорного уголка;
4 — место для прохода силовых кабелей
Дуговая защита отсека сборных шин может быть выполнена при помощи одного из следующих устройств:
/ дугоуловителей, устанавливаемых по торцам каждой секции (рис. 4.4.20.);
Z дугоуловителей шины типа «антенна»;
/ фототиристоров.
Рис. 4.4.20. Установка дугоуловителя в торце секции КРУ
КРУ К-104М может устанавливаться однорядно или двухрядно. Минимальное расстояние от стены здания до задней стенки шкафа — 950 мм. Минимальное расстояние между шкафами при двухрядном их расположении — 1600 мм.
При использовании дугоуловителей для однорядного расположения КРУ между шкафами секционного выключателя и секционного разъединителя устанавливается шинный блок (рис. 4.4.21...4.4.23).
Выбор способа выполнения дуговой защиты сборных шин зависит от величины тока трёхфазного к.з. на шинах КРУ, а также от числа шкафов в секции КРУ.
При выборе дуговой защиты следует иметь в виду следующее:
/ защита с дугоуловителями имеет чувствительность 3...31.5 кА и число шкафов в секции не имеет значения;
/ защита с помощью «антенны» имеет чувствительность 1...15 кА и число шкафов в секции должно быть не менее 5;
/ защита с помощью фототиристоров применяется при токе к.з. до 15 кА,
Рис. 4.4.21 Установка шинного блока секционирования при однорядном расположении КРУ
Рис. 4.4.22. Варианты расположения шкафов КРУ с использованием дугоуловителей (при двухрядном расположении) ДУ - дугоуловитель;
11 — шкаф секционного выключателя (разъединителя);
12 — шкаф секционного разъединителя (выключателя)
Рис. 4.4.23. Варианты расположения шкафов КРУ с использованием дугоуловителей (при двухрядном расположении)
ДУ - дугоуловитель;
11 — шкаф секционного выключателя (разъединителя);
12 — шкаф секционного разъединителя (выключателя)
В объём поставки по требованию Заказчика могут входить:
/ шинные мосты для двухрядного расположения КРУ при ширине коридора управления от 1600 до 3500 мм с интервалом через 100 мм (рис. 4.4.24);
/ шинные вводы для ближнего и дальнего ряда КРУ (рис. 4.4.25);
Z навесные релейные шкафы, устанавливаемые вне ряда КРУ;
/ запасные части и приспособления.
Рис. 4.4.24. Оборудование серии КРУ К-104М — шинный мост
Рис. 4.4.25. Шинный ввод ближний и дальний
Комплектно со шкафами КРУ К-104 поставляются:
/ шинные мосты для связи сборных шин одной секции, расположенных в два ряда (для коридоров обслуживания от 1600 до 3500 мм с интервалом по длине коридора через каждые 100 мм);
/ шинные вводы в ближний и дальний ряды шкафов КРУ от внутренней стены помещения распределительного устройства или непосредственно от силового трансформатора, установленного на открытом воздухе;
/ дугоуловители, предназначенные для защиты крайних шкафов КРУ в распределительном устройстве от разрушения открытой электрической дугой;
/ навесные релейные шкафы с аппаратурой питания и секционирования шинок вспомогательных цепей и цепей питания приводов выключателей;
Общий вид и геометрические размеры КРУ К-104М приведены на рис.
4.4.26.
Рис. 4.4.26. Общий вид и геометрические размеры КРУ К-104М
Технические характеристики КРУ:
Номинальное напряжение, кВ: 6; 10
Номинальное рабочее напряжение, кВ 7,2; 12
Номинальная сила тока:
главных цепей, А
сборных шин, А
отключения выключателя, кА
термической стойкости, кА Время протекания тока термической стойкости, с: для главных цепей для заземляющих разъединителей
630; 1000; 1600 1600; 2000; 3150 20; 31,5 20; 31,5
3
1
Номинальная сила тока электродинамической стойкости, кА Номинальное напряжение вспомогательных цепей (постоянный или переменный ток), В
Уровень изоляции
Вид изоляции
Наличие изоляции токоведущих частей
Наличие выдвижных элементов в шкафах
Вид линейных высоковольтных присоединений
Условия обслуживания
Степень защиты шкафа
Вид управления
Наличие дверей в отсеке выдвижного элемента шкафа
Вид основных шкафов в зависимости от встраиваемой аппаратуры и присоединения
Тип встроенного выключателя: маломасляный с приводом пружинным
51; 81
220 нормальная воздушная неизолированные шины
с выдвижными элементами;
без выдвижных элементов
кабельные, шинные
двустороннее IP20
местное; дистанционное
с дверьми; без дверей
с выключателем высокого напряжения; с разъемными контактами главной цепи;
с трансформаторами напряжения;
с шинными вводами; с кабельными вводами;
с предохранителями; со статическими конденсаторами; с разрядниками;
со вспомогательным оборудованием и аппаратурой;
комбинированные
ВК-10
маломасляный с приводом электромагнитным ВКЭ-1О
вакуумный с приводом электромагнитным ВВЭ-10
Размеры, мм
Шкаф шинных присоединений ширина 750
глубина 1150***
высота 2200
Шкаф кабельных присоединений ширина 750
глубина 1150***
высота 2432****
Масса шкафа кабельных присоединений с выключателем, кг, не более 730
Условия обслуживания с двусторонним
обслуживанием* * *
Шкаф с выключателем кабельного ввода или отходящей линии приведен на рис. 4.4.27.
4 .4.8. Оборудование серии КРУ бывшей ГДР (Германия)
На рис. 4.4.28...4.4.30 приведены комрлектные распределительные устройства, производства бывшей ГДР (Германия), а в табл. 4.4.6 — характеристики КРУ.
4 .4.9. КРУ 10 кВ серии К-114 для узловых ТП 6-10/0,4 кВ
Московский завод «Электрощит» освоил выпуск шкафов КРУ 10 кВ серии К-114, специально предназначенных для узловых закрытых трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ. Возможно применение указанных шкафов также для распределительных пунктов 10 кВ и РУ 10 кВ подстанций 35/10 кВ мощностью от 1000 до 4000 кВ-А.
Шкафы КРУ К-114 имеют следующие особенности:
/ высокая степень надёжности и безопасности обслуживания;
/ в шкафах применён новый тип вакуумного выключателя 10 кВ со встроенным электромагнитным приводом прямого действия с электромагнитной защёлкой;
/ высокая степень заводской готовности. РУ набирается из шкафов со встроенными в них электрическими аппаратами, приборами измерения, релейной защиты, автоматики, сигнализации и управления;
Рис. 4.4.27. Шкаф с выключателем кабельного ввода или отходящей линии:
1 — дверь; 2 — корпус; 3 — шкаф релейный; 4 — щиток надписи; 5 — выключатель конечный; 6 — планка; 7 — шины; 8 — клапан разгрузочный линейного отсека; 9 — крышка; 10 — блок шинный; 11 — лист съёмный кабельного ввода;
12 — уголок опорный; 13 — заглушка; 14 — лист съёмный линейного отсека;
15 — лист съёмный отсека сборных шин; 16 — стойка сборная отсека сборных шин; 17,25 — болт; 18 — кабель силовой; 79 — трансформатор защиты от замыканий на землю; 20 — жгут проводов в металлорукаве; 21 — кожух кабельного ввода; 22 — лампа; 23 — выход шины в смежный шкаф; 24 — лист боковой линейного отсека; 26 — шины сборные; 27 — закладные швеллеры основания; 28 — место для прохода силовых кабелей; 29 — место для прохода контрольного кабеля; 30 — рама для вкатывания
/ КРУ изготавливаются с выдвижными элементами, что обеспечивает удобство обслуживания, ремонта и безопасность. В необходимых случаях возможна замена повреждённых элементов;
/ коммутационная способность КРУ и установленного в них выключателя соответствует параметрам узловых ТП 10/0,4 кВ;
/ шкафы КРУ данной конструкции дешевле аналогичных шкафов КРУ общепромышленного назначения.
Конструкция. Конструктивно шкафы КРУ серии К-114 аналогичны шкафам КРУ серии К-104.
Таблица 4.4.6. Характеристики КРУ
Параметры Тип исполнения
CSIM1-12/16 CSIM1-12/25 CSI1-10/250 CSI1-10/350 CSI1-10/500
Тип включателя SCI4-12/20 SCI4-12/25 SCI1-1O/25O LHTCS SCI1-1O/35O LHTCS SCI1-10/500 LHTCS
Номинальное напряжение, кВ 6,10 6,10 6,10 6,10 6,10
Наибольшее напряжение, кВ 7,3; 12 7,3; 12 7,3; 12 7,3; 12 7,3; 12
Номинальный ток, А 800 800 630 630 630
Номинальный ток отключения, кА 20 20 10 2 10 2 10 2
Номинальный ток электродинамической стойкости, кА 50 50 31,5 3 31,5 3 31,5 3
Вид основных шкафов в зависимости от встраиваемой аппаратуры Шкафы: а) с силовыми выключателями б) с выключателями нагрузки*; в) с трансформаторами напряжения
Наличие выдвижных элементов в шкафах Шкафы: а) с выдвижными элементами; б) без выдвижных элементов.
Условия обслуживания Одностороннее обслуживание
* В ячейке CSI-10/250 выключатели нагрузки не установлены в каркас шкафа
Шкаф разделён металлическими перегородками на отсеки: сборных шин, линейный, выдвижного элемента и аппаратуры релейной защиты и автоматики (РЗА)
В шкафах К-114 применены: новый вакуумный выключатель, в целях сокращения трудозатрат упрощена конструкция сборных шин, шинных выводов, дуговой защиты и др
Обозначение КРУ (пример).
КРУ К-114-3-10 УЗ ТУ 3.4.14.-007-00110496-92.
КРУ К-114 — условный номер разработки, исполнение — 3, 10 кВ — номинальное напряжение, УЗ — условия эксплуатации по ГОСТ 15150-69, далее номер технических условий.
Рис. 4.4.28. Комплектное распределительное устройство бывшей ГДР:
1 — кабельный ввод; 2 — трансформатор тока; 3 — выключатель; 4 — верхний контакт выключателя; 5 — отсек сборных шин; б — привод выключателя;
7 — нижний контакт выключателя; 8 — отсек управления и сигнализации (релейный отсек); 9 — дверца управления выключателя, в направлении которой выкатывают тележку выключателя
Техническая характеристика КРУ К-114:
Номинальное напряжение, кВ: 10
Наибольшее рабочее напряжение (линейное), кВ 12
Номинальный ток сборных шин, А 400
Номинальный ток главных цепей, А 400
Ток термической стойкости (Зс), кА 4
Рис. 4.4.29. Комплектное распределительное устройство бывшей ГДР:
1 — отсек сборных шин; 2 — отсек кабельных линий и выключателей; 3 — шкаф аппаратуры измерения, управления, защиты и сигнализации; 4 — трансформатор напряжения; 5 — кабельные концевые заделки; 6 — заземляющее устройство;
7 — трансформатор тока; 8 — автоматические шторки; 9 — сборные изолированные шины с автоматическими шторками; 10, 12 — разъединяющие устройства;
11 — место подсоединения переносного заземления
Ток электродинамической стойкости, кА Номинальное напряжение вспомогательных цепей (переменный ток), В Исполнение выводов линий
Уровень изоляции по ГОСТ 1516.1-76
Вид изоляции
Условия обслуживания
Степень защиты по ГОСТ 14254-80
10
220 шинные нормальная воздушная двухстороннее
IP20
Схемы главных цепей ТП. Схемы КРУ предусматривают автоматическое включение резервного питания на секционном выключателе, с автоматическим восстановлением нормального режима после АВР.
На отходных линиях предусматривается установка выключателей, оборудованных устройствами максимальной токовой защитой, токовой отсечкой и АПВ. Возможно применение АВР местного резервирования на выключателе питающей линии.
На рис. 4.4.30 и 4.4.31 приведены схемы установки оборудования К-114 в УЗТП.
Рис. 4.4.30. Схемы установки оборудования К-114 в УЗТП: а — схемы №1 и 2; б — схема заполнения помещения УЗТП оборудованием КРУ серии К-114
Устанавливается по требованию Заказчика
Рис. 4.4.31. Схемы установки оборудования К-114 в УЗТП:
а — схемы №3 и №4; б —схема заполнения помещения УЗТП оборудованием
Схемы сети, где применяется оборудование КРУ-114 в различных качествах приведены на рис. 4.4.32.
Рис. 4.4.32. Схемы сети, где применяется оборудование КРУ К-114 в качестве: а — секционного включателя в ТП;
б — в качестве выключателя в схеме АВР резервного ввода, в — в качестве секционирующего включателя в ТП
4 .4.10. Распределительные устройства 6—10 кВ двухлучевых ТП 6-10/0,4 кВ
Двухлучевая схема предусматривает питание одной ТП двумя линиями 6-10 кВ, в каждой из которых включен только один трансформатор (РУ1 или РУ22).
На стороне 6-10 кВ предусматривается пятиместная сборка 6-10 кВ, а в старых ТП — четырёхместная сборка (рис. 4.4.33) с однополюсными разъединителями РВО-10/400.
Защита трансформаторов со стороны напряжения 6-10 кВ выполнена плавкими предохранителями с кварцевым заполнителем типа ПК (рис. 4.4.34). Одноместная сборка 6-10 кВ для включения силового трансформатора представлена см. рис. 4.4.34.
Вводные аппараты подстанции на напряжение 6-10 кВ имеют при токах короткого замыкания динамическую устойчивость 50 кА.
Рис. 4.4.33. Сборка 6-10 кВ на четыре места: 1 — стальной каркас; 2 — шины; 3 — разъединители;
4 — асбестошиферные перегородки.
А-А
Рис. 4.4.34. Одноместная сборка I 6-10 кВ (правая) для установки предохранителей ПК и включения j силового трансформатора: i 1 — стальной каркас; 2 — шины; ( 3 — опорные изоляторы;
4 — предохранители ПК
4 .4.11. КРУ Всероссийского научно-технического энергетического института (ВЭИ)
Комплектное распределительное устройство КРУ-10-16/630 с вакуумными выключателями (рис. 4.4.35) — это комплектное распределительное малогабаритное устройство на напряжение 10 кВ и ток 630 А, применяемое в блочных комплектных трансформаторных подстанциях БКТП 10/0,4 кВ, 2x630 кВ*А проходного типа, предназначенных для эксплуатации в кабельных и кабельно-воздушных электрических сетях.
Рассматриваемое КРУ имеет 3 кабельных ввода и 1 трансформаторный и включает:
/ малогабаритный шкаф с отсеком выключателей и кабельными отсеками;
/ вакуумные выключатели нагрузки ВВП с пружинно-электромагнитным приводом;
/ заземлители ЗР с пружинным приводом;
/ емкостной накопитель ЕН сверхвысокой энергоёмкости;
/ высоковольтные предохранители ПК;
/ указатели тока короткого замыкания УТКЗ с герконовыми датчиками;
/ указатели наличия высокого напряжения УВН на фазах ВВН с емкостными делителями напряжения;
Коммутация ВВН производится либо оперативно с помощью кнопок электромагнитов включения, либо механически с помощью рукоятки оперативного отключения и неоперативного включения. Механические блокировки в КРУ обеспечивают безопасность и безаварийность работ по обслуживанию КРУ.
Использование КТП с данными КРУ значительно уменьшает размеры КТП, увеличивает надёжность электроснабжения и безопасность обслуживания, существенно сокращает численность обслуживающего персонала ввиду практической безотказности работы КРУ. Емкостной накопитель ЕН обеспечивает работоспособность КРУ при проведении пуско-наладочных и ремонтных работ (когда отсутствует напряжение в сети). В эксплуатационных режимах ЕН в несколько раз (более 10 раз) уменьшает потребляемую мощность от сети в процессах оперативных коммутаций ВВН и обеспечивает полный цикл АПВ при потере электропитания КРУ в аварийных ситуациях.
Основные технические характеристики КРУ ВЭИ:
Номинальное напряжение, кВ 10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ 12
Номинальный ток выключателя, А 630
Ток термической стойкости
в течение 1 сек, кА 16
Ток электродинамической стойкости (амплитудное значение), кА 40
Наибольшим ток включения
(амплитудное значение), кА 40
Кратковременное напряжение промышленной
частоты (одноминутное, испытательное), кВ 42
Напряжение грозовых импульсов (испытательное). кВ полный импульс 75
срезанный импульс 90
Максимально потребляемая мощность КРУ, Вт 500
Габариты КРУ, м ширина 1,8
глубина 0,7
высота 1,7
Масса КРУ, кг 400
Механический ресурс (циклы ВО) 50000
Ресурс отключения номинального тока
с cos<p = 0,7 (циклы ВО) 25000
Ресурс включении максимального сквозного тока КЗ (циклы ВО) 20
Срок эксплуатации до первого капитального ремонта, лет 25
Ток электродинамической стойкости (амплитудное значение), кА 40
Наибольший ток включения
(амплитудное значение), кА 40
Кратковременное напряжение промышленной
частоты (одноминутное, испытательное), кВ 42
Напряжение грозовых импульсов (испытательное), кВ
полный импульс 75
срезанный импульс 90
Максимально потребляемая мощность КРУ, Вт 500
Габариты КРУ, м
ширина 1,8
глубина 0,7
высота 1,7
Масса КРУ, кг 400
Механический ресурс (циклы ВО) 50000
Ресурс отключения номинального тока
с cosip = 0,7 (циклы ВО) 25000
Ресурс включений максимального сквозного
тока КЗ (циклы ВО) 20
Срок эксплуатации до первого капитального
ремонта, лет 25
4 .4.12. Комплектные распределительные устройства КРУ/TEL (Украина)
Назначение и область применения. Комплектные распределительные устройства серии TEL (далее КРУ/TEL) предназначены для приёма и распределения электрической энергии трёхфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц напряжением 6-10 кВ в сетях с изолированной или заземлённой через дугогасящий реактор нейтралью.
КРУ/TEL применяются в составе распределительных устройств напряжением 6—10 кВ трансформаторных подстанций и распределительных пунктов, особенно в условиях, требующих жёсткого ограничения площади
КРУ/TEL комплектуются из отдельных компактных шкафов, в каждом из которых может находиться от двух до четырёх присоединений к сборным шинам (модулей ) (рис. 4.4.36) В качестве основного коммутационного аппарата используется вакуумный выключатель КРУ/TEL.
Отличительными особенностями КРУ/TEL являются:
/ малые габариты и масса шкафов;
/ гибкость при формировании различных схем распределительных устройств;
/ высокая заводская готовность и удобство монтажа;
/ высокая надёжность
/ безопасность и удобство обслуживания;
/ отсутствие необходимости ремонта в течение всего срока эксплуатации (25 лет).
КРУ/TEL предназначены для работы внутри помещений при следующих условиях:
/ высота над уровнем моря до 1000 м;
/ верхнее рабочее (эффективное) значение температуры окружающего воздуха не выше +40°С*;
/ нижнее рабочее значение температуры окружающего воздуха не ниже -45°С;
/ тип атмосферы II по ГОСТ 15150-69.
КРУ/TEL соответствуют требованиям ГОСТ 14693-90, ГОСТ 12.2.007.0-75 и ГОСТ 12.2.007.4-75.
* Если аппаратура системы питания оперативных цепей и системы управления, защиты и автоматики имеет другие рабочие значения температуры окружающего воздуха, необходимо принимать эти значения для КРУ/TEL.
Рис. 4.4.36. Габаритный чертеж шкафа КРУ/TEL с релейным отсеком
1 — отсек управления (отсек релейной защиты и автоматики);
2 — отсек низковольтный; 3 — отсек выключателей 10 кВ;
4 — кабельный отсек; 5 — пластмассовые пробки вводов фаз к сборным шинам РУ
Структура условного обозначения шкафа КРУ/TEL:
КРУ/TEL-X,-Х2/Х3—Х4 УЗ
КРУ — комплектное распределительное устройство
TEL — серия
X! — номинальное напряжение, кВ
Х2 — номинальный ток отключения выключателя, кА
Х3 — номинальный ток сборных шин, А
Х4 — номера схем модулей главных цепей, встроенных в шкаф**
УЗ — вид климатического исполнения по ГОСТ 15150-69, ГОСТ 15543.1-89
** Обозначение схемы главных цепей шкафа КРУ/TEL состоит из четырёх цифр. Если шкаф содержит менее Четырёх модулей, вместо отсутствующих номеров модулей ставите» «0». Двузначные номера схем модулей заключаются в скобки.
Схемы главных цепей. Шкафы КРУ/TEL состоят из модулей. Каждый модуль представляет собой совокупность оборудования, выполняющего определенные функции.
Принципиальные схемы главных цепей модулей приведены на рис. 4.4.37. Номер модуля соответствует номеру его схемы. Схемы главных цепей некоторых типовых шкафов КРУ/TEL приведены на рис. 4.4.38 и 4.4.39.
Совокупность модулей образует шкаф КРУ/TEL. Модули, состыкованные друг с другом, формируют главные цепи шкафа. Фактически, шкаф представляет собой модуль более высокого порядка. Количество модулей в одном шкафу обычно составляет от двух до четырех.
Подбор модулей осуществляется таким образом, чтобы шкаф выполнял определенные типовые функции. Перечисляя номера модулей, установленных в шкафу, можно получить обозначение, описывающее его состав.
Ниже приведены обозначения некоторых типов шкафов КРУ/TEL:
• 0196, 0496, 49(10)6 — шкафы ввода и секционного выключателя;
• 0791, 0794, 79(10)4 — шкафы ввода и секционного разъединителя;
• 0096 и 0079 — шкафы секционного выключателя и секционного разъединителя;
• 1116 и 7111 — шкафы для узловой и трансформаторной ТП;
• 003(10), 005(10), 00(10)(11), 00(10)(12), 029(10), 049(10) — шкафы ввода для РП с одной секцией сборных шин;
• 1111, 0111,011 — шкафы отходящих линий;
• 001(10), 00(10)1,011(10), 0(10)11, 111(10), (10)111 — шкафы отходящих линий с заземлителем сборных шин.
Представленные схемы не исчерпывают всего многообразия шкафов КРУ/TEL. Унифицированный конструктив модулей позволяет реализовывать различные их комбинации в пределах шкафа, если это необходимо для реализации заданной схемы РУ.
Стыковка шкафов по сборным шинам осуществляется на месте монтажа. При этом формируются магистрали сборных шин всего КРУ.
Расстояние между шкафами — 35 мм, между шкафами секционной группы — 10 мм.
Ток вторичной обмотки для всех трансформаторов тока равен 1 А.
Использование трансформатора тока нулевой последовательности типа ТЗЛМ определяет Заказчик. Информацией о необходимости применения ТЗЛМ является указание в ячейке функций микропроцессорной защиты кода защиты от замыкания на землю (код ANSI-50N/51N или 64N).
Для указания требуемого класса точности трансформаторов тока данной группы необходимо отметить знаком «X» ячейку таблицы опросного листа (столбец CL) напротив нужного класса точности.
схемы модуля и его код (для заказа) Схема электрическая принципиальная Назначение
1 070101001 Линия с однокабельным присоединением,выключателем и разъединителем - заземлителем
2(3) 070101002 (070101003) фАффАфО щ 2 - Линия с двухкабельным присоединением,выключателем и разъеди кителем 3 - Линия с двухкабельным присоединением, выключателем, разъединителем, трансформаторами напряжения и ограничителями перенапряжений
4(5) 070101004 (070101005) ФФФФФФО 4 - Линия с двухкабельным присоединением,выключателем и разъединителем - заземлителем 5 - Линия с двухкабельным присоединением, выключателем, разъединителем - заземлителем, трансформаторами напряжения и ограничителями перенапряжений
6,7 070101006, 070101007 ф^^ Узел секционирования сборных шин: 6 - модуль секционного выключателя 7 - модуль секционного разъединителя
8 070101008 т Модуль с ограничителями перенапряжений на сборных шинах
9 070101009 Модуль с трансформаторами напряжения и ограничителями перенапряжений на сборных шинах
10 070101010 т Модуль заземлителя сборных шин
Рис. 4.4.37. Схемы главных цепей модулей
Номер схемы модуля и его код (для заказа) Схема электрическая принципиальная Назначение
11 070101011 °ф| Линия с однокабельным присоединением, выключателем, разъединителем - заземлителем, трансформаторами напряжения и ограничителями перенапряжений
12 070101012 г Линия с однокабельным присоединением, выключателем, разъединителем, трансформаторами напряжения и ограничителями перенапряжений
13 070101013 ’♦|ф” Линия с однокабельным присоединением, выключателем и разъединителем
14 070101014 * Линия с однокабельным присоединением и разъединителем (без выключателя)
15 070101015 Линия с однокабельным присоединением и разъединителем - заземлителем
16 070101016 1 Присоединение с разъединителем и элементами секционирования (левого расположения)
17 070101017 ф|>ф ф^>ф Присоединение без коммутационных аппаратов с элементами секционирования (левого или правого расположения)
18 070101018 ф< >ф Линия с однокабельным присоединением (без коммутационных аппаратов)
Рис. 4.4.37. Окончание
Шкаф 0196 (ширина 680 мм) Шкаф 0496 (ширина 680 мм) Шкаф 49(10)6 (ширина 850 мм)
Шкаф 0791 (ширина 680 мм) Шкаф 0794 (ширина 680 мм) Шкаф 79(10)4 (ширине 850 мм)
Шкаф 0096 Шкаф 0079 Шкаф 1116 (ширина 850 мм) Шкаф 7111 (ширина 850 мм)
(ширина 510 мм) (ширина 510 мм)
Шкаф 003(10) (ширина 680 мм) Шкаф 005(10) (ширина 680 мм) Шкаф 00(10)(11) (ширина 680 мм)
Рис. 4.4.38. Схемы главных цепей некоторых типовых шкафов КРУ/TEL
Шкаф 029(10) (ширина 680 мм)
Шкаф 00(10) (12) (ширина 680 мм)
Шкаф 1111 (ширина 850 мм)
ш
Шкаф 049(10) (ширина 680 мм)
Шкаф 0011 (ширина 510 мм)
Шкаф 0111 (ширина 680 мм)
Шкаф 001(10) (ширина 510 мм)
ИНН ф< |ф ф< >ф ф< |ф
Шкаф 0011(10) (ширина 680 мм)
I'f J -»| н
н п I !
I фоф i
!
Шкаф 00(10)1 (ширина 510 мм)
/-
н
фоф
ф< >ф ф< >ф
Рис. 4.4.38. Окончание
•1Н>1 jilH
ф оф1 ф оф1 ф оф1 ф оф
ф—Трансформатор тока
ф —Трансреактор для питания цепей отключения
Примечание: КРУ может содержать четыре присоединения и меньше
Рис. 4.4.39. Шкаф отходящих линий (4 присоединения)
Измерительные трансформаторы напряжения по первичной обмотке соответствуют заявленному номинальному напряжению главной цепи 6/v3 или 10/v3 кВ. Вторичных обмоток может быть одна или две с номинальным напряжением 100/v3 или 100/3 В. Малогабаритные трансформаторы напряжения, устанавливаемые в шкафы КРУ/TEL, не предназначены для обеспечения собственных нужд подстанции. Зависимость номинальной мощности вторичных обмоток трансформатора напряжения от их числа и класса точности приведена ниже:
с одной вторичной обмоткой
— при классе точности CL 0,2 — при классе точности CL 0,5 — при классе точности CL 1,0 — при классе точности CL 0,2;
— 30 В-А
— 100 В-А
— 200 В-А
с двумя вторичными обмотками — 2x10 В-А
— 2x40 В-А — при классе точности CL 0,5;
— 2x80 В-А — при классе точности CL 1,0.
В случае применения технического учета электроэнергии необходимо отметить знаком «X» эту ячейку таблицы.
В ячейке модулей РЗА заносятся тип применяемого микропроцессорно-1 го устройства защиты и автоматики (МПУЗиА) и необходимые Заказчику I функции в кодах ANSI.
Данная ячейка заполняется информацией о назначении присоединения.
Ячейка помечается знаком «X», если Заказчик считает, что изменить положение модуля в пределах секции шин невозможно.
В качестве примера на рис. 4.4.40 приведена однолинейная схема распределительного устройства, состоящего из четырех шкафов КРУ/TEL,
Секция 1 Секция 2
Рис.4.4.40. Схема распределительного устройства из четырех шкафов КРУ/TEL
Схемы вспомогательных цепей. Принципиальные и монтажные схемы вспомогательных цепей входят в состав сопроводительной документации на КРУ/TEL.
Разработаны схемы следующих присоединений, различающихся по назначению: вводов, отходящих линий, отходящих линий к электродвигателям, секционных выключателей и разъединителей, трансформаторов напряжения, силовых трансформаторов и др.
Схемы вспомогательных цепей шкафов КРУ/TEL разработаны для различных микропроцессорных устройств защиты, управления и автоматики (МПУЗ иА) и предоставляются по запросу заказчика. МПУЗиА, применяемые в составе КРУ/TEL, должны удовлетворять следующим требованиям:
Z иметь номинальный входной ток — 1 А;
Z иметь габариты (ширина, глубина, высота) не более 182x245x255 мм;
Z соответствовать по напряжению системе питания оперативных цепей КРУ/TEL и, если это необходимо, иметь дополнительно питание по токовым цепям.
Система питания оперативных цепей КРУ/ TEL предназначена для обеспечения оперативным током приводов вакуумных выключателей, МПУЗиА и осуществления всех видов сигнализации. В зависимости от требований заказчика и особенностей подстанции возможно применение одной из следующих систем:
Z независимой — напряжением 220 В постоянного тока;
Z независимой — напряжением 48 В постоянного тока;
Z независимой — напряжением 220 В переменного тока;
Z зависимой — напряжением 220 В переменного тока.
Наиболее надежными являются независимые системы питания оперативных цепей напряжением 220 В или 48 В постоянного тока.
Для их реализации в помещении устанавливается специальный шкаф питания, поставляемый комплектно с КРУ. В состав шкафа входят аккумуляторная батарея и два зарядно-подзарядных устройства. Емкость батареи определяется необходимой длительностью автономного питания и мощностью потребляемой устройствами управления, защиты, автоматики и сигнализации. Такие системы применяются на ответственных ТП и РП с большим числом присоединений.
На небольших подстанциях (не более 9 присоединений с выключателями) может применяться достаточно надежная и недорогая независимая система питания оперативных цепей напряжением 220 В переменного тока. В этом случае шкаф питания содержит разделительный трансформатор, зарядное устройство, необслуживаемую герметичную аккумуляторную батарею 12 В и два преобразователя = 12/-220 В.
На РП с малым числом присоединений может применяться и зависимая система питания оперативных цепей напряжением 220 В переменного тока от трансформаторов собственных нужд, подключенных к сборным шинам.
Главным недостатком такой системы является возможность исчезновения оперативного тока в аварийных режимах. Это приводит к необходимости применения МПУЗиА с дополнительным питанием по цепям трансформаторов тока.
Контрольные кабели системы питания оперативных цепей и системы защиты, управления и автоматики прокладываются в КРУ/TEL в пространстве между релейным и низковольтным отсеками.
Планы расположения шкафов КРУ, трассы прокладки, схемы разводки и подключения внешних контрольных кабелей, а также журналы разрабатываются проектными организациями
Конструкция. КРУ/TEL комплектуются из отдельных компактных шкафов, в каждом из которых может находиться от двух до четырех присоединений к сборным шинам (модулей).
Шкаф представляет собой каркасно-панельную конструкцию. Каркас собирается из алюминиевого профиля специального сечения. Отрезки профиля скрепляются между собой с помощью уголков и болтов, головки которых вставляются в канал профиля. Снаружи шкаф обшивается плоскими стальными листами толщиной 1,5 мм. Листы обшивки крепятся к каркасу винтами-саморезами. В канавку между обшивкой и профилем закладывается уплотнительная резина, обеспечивающая степень защиты оболочки IP40.
Внутреннее пространство шкафа разделено на три отсека: низковольтный, высоковольтный и кабельный. На объекте монтажа сверху на шкаф главных цепей устанавливается релейный отсек.
Модули закрепляются на горизонтальных отрезках профиля, разделяющего низковольтный и высоковольтный отсеки. При этом в низковольтном 482
4.4. Конструкции комплектных распределительных устройств отсеке располагаются приводы вакуумных выключателей, части приводов и органы управления разъединителей, гнезда датчиков напряжения. В низковольтном отсеке также расположены элементы электромеханических блокировок и действующая мнемосхема.
В высоковольтном отсеке располагаются отрезки сборных шин, вакуумные камеры выключателей, подвижные контакты разъединителей, трансформаторы тока и датчики напряжения.
В кабельном отсеке располагаются кабельные приемники, отключающие пружины разъединителей, перемычка узла секционирования сборных шин модулей № 6, 7, 16, и 17, трансформаторы напряжения модулей № 3, 5, 9, 11, и 12 и заземляющая перемычка модуля № 10. Кабельные присоединения соседних модулей отделяются друг от друга вертикальными перегородками. В случае возникновения короткого замыкания на одном из присоединений авария локализуется в пределах одного модуля.
Трансформаторы тока нулевой последовательности устанавливаются в кабельном канале на специальных горизонтальных уголках, проложенных по всей длине РУ.
Двухслойная фасадная панель низковольтного отсека состоит из алюминиевого листа и прозрачной лексановой пластины толщиной 3 мм. На панели расположены органы управления разъединителями. Через окна, вырезанные в алюминиевом листе, оператор может наблюдать за работой привода разъединителя и положением элементов мнемосхемы.
Двухслойная фасадная панель высоковольтного отсека имеет окна, закрытые сплошной прозрачной лексановой пластиной толщиной 6 мм. Окна позволяют визуально контролировать положение контактов разъединителей. Для крепления фасадной панели к каркасу шкафа используются закладные кронштейны, установленные по периметру отсека, и специальные вертикальные швеллеры. Панель крепится к кронштейнам и швеллерам болтами. Такая конструкция обладает высокой прочностью и надежно защищает обслуживающий персонал при возникновении аварии в высоковольтном отсеке.
Боковые панели высоковольтного отсека изготавливаются из алюминия и содержат отверстия, предназначенные для стыковки шкафов друг с другом.
Задние стальные листы обшивки высоковольтного и кабельного отсеков крепятся к каркасу шкафа при помощи специальных пластиковых кронштейнов и винтов-саморезов. Такая конструкция позволяет использовать задние листы обшивки в качестве аварийных клапанов сброса давления в необслуживаемую зону КРУ.
Каждое кабельное присоединение с фасадной стороны закрывается отдельной панелью, снять которую можно только при помощи специальных ключей.
Сборные шины в шкафах КРУ/TEL формируются последовательно соединенными отрезками сборных шин, расположенными в опорных изоляторах модулей, и специальными соединителями, покрытыми твердой изоляцией. Такая конструкция позволяет при необходимости вынимать модули из шкафа через низковольтный отсек, предварительно сняв напряжение и заземлив сборные шины.
На рис. 4.4.41...4.4.43 приведены схемы блока АВР, блока питания схемы и типовых трансформаторных подстанций
Рис. 4.4.41. Схема соединений блока АВР (а) и схема главных цепей без АВР (б)
Камеры такого типа КРУ состоят из трех основных частей: корпуса, выкатной тележки и релейного шкафа (рис. 4.4.44).
Камера разделена стальными перегородками на отсеки 1, 2,3 и 5 (приборов, шинный, выкатной тележки и трансформаторов тока с кабельными заделками). Выкатная часть представляет собой тележку, на которой установлено основное оборудование (выключатель, трансформатор напряжения, привод, подвижный контакт разъединителя). Роль разъединителей выполняют специальные штепсельные контакты, неподвижная часть которых нахо-
Рис. 4.4.43. Типовая однотрансформаторная (а, б) и двухтрансформаторная (в) подстанции
дится в корпусе шкафа. Для осмотра и ремонта основного оборудования тележку выкатывают из шкафа. Отсек трансформаторов тока с концевыми заделками отделен от отсека тележки съемной крышкой и шторкой безопасности, открывающейся при ее выкатывании.
Выкатная тележка может занимать три положения: рабочее, контрольное (испытательное) и ремонтное.
Рис.4.4.44. Шкаф КРУ-10 выкатного исполнения:
1 — отсек сборных шин; 2 — отсек приборов; 3 — отсек выкатной тележки;
4, 6 — линейные и шинные размыкающие контакты; 5 — отсек трансформаторов тока с кабельными заделками
В рабочем положении тележки цепи первичных и вторичных соединений включены в схему, заземление тележки осуществляется через скользящие контакты на корпус шкафа. Тележка в этом режиме жестко закреплена фиксаторами механизма выкатывания. В контрольном положении тележки цепи первичных соединений остаются разомкнутыми, а цепи вторичных соединений включены в схему и обеспечивают возможность опробования действий цепи защиты, сигнализации и управления. В ремонтном положении тележка находится вне корпуса шкафа и контакты цепей первичных и вторичных соединений разомкнуты.
Выкатывание тележки из шкафа и вкатывание ее из ремонтного в контрольное положение осуществляется вручную, а вкатывание из контрольного положения в рабочее и выкатывание обратно — с помощью рычажного механизма доводки. Шкафы снабжают блокировочными устройствами, исключающими вкатывание или выкатывание тележки при включенном выключателе. В шкафах с заземляющими ножами предусмотрены дополнительные блокировочные устройства, не допускающие включения ножей в рабочем положении тележки.
Все части оборудования, нормально не находящиеся под напряжение, но имеющие перспективу оказаться под напряжением из-за нарушения изоляции, надежно заземляют на корпус шкафа, который соединяют сваркой зак
ладным швеллером, присоединенным к контуру заземления. Для осмотра оборудования без снятия напряжения в шкафу имеется сетчатая дверь, расположенная за двухстворчатой дверью.
В шкафах КРУ предусмотрены механические блокировки, не допускающие: включения выключателя при промежуточном (между рабочим и контрольным) положении выдвижного элемента; включения заземляющих ножей разъединителей (при рабочем положении выдвижного элемента); включения разъединителей при выключенных выключателе главной цепи и заземляющем разъединителе и наоборот; вкатывания и выкатывания выдвижного элемента с разъединителями под нагрузкой (для шкафов без включателей). Кроме того, в шкафы встроены блокировки внешних присоединений при работе с заземляющими разъединителями.
Шкафы с КРУ имеют указатели рабочего и контрольного положений выдвижного элемента. Во всех шкафах при выкатывании выдвижного элемента проемы с неподвижными разъемными контактами главной цепи автоматически закрываются шторками с приспособлениями для их запирания. Отсек или блок шкафов, в которых размещается выдвижной элемент, должен иметь разгрузочный клапан для ограничения места возникшей электрической дуги короткого замыкания и надежной защиты персонала. В ограниченном замкнутом пространстве КРУ воздух вокруг дуги быстро нагревается, вследствие чего создается избыточное давление, динамически воздействующее на стенки шкафа или его отсеки. Наибольшее избыточное давление устанавливается в течение 20 мс, после- чего открывается разгрузочный клапан и давление начинает снижаться, что исключает деформацию шкафов и выброс горячих газов в коридор управления.
В настоящее время широко применяют шкафы КРУ с малообъемными масляными выключателями ВМПЭ-10 со встроенным электромагнитным приводом, ВМПП-10 со встроенным пружинным приводом, ВМП-10К — с электромагнитными ПЭ-11 и пружинными ПП-67 приводами, а также КРУ с мало-масляными колонковыми выключателями ВК-10 и электромагнитными выключателями ВМПЭ-10. Выпускаются комплектные РУ с вакуумными выключателями, которые имеют меньшие размеры по сравнению с масляными и электромагнитными, но большую надежность в эксплуатации.
Обозначения серии КРУ расшифровываются так: буквы К, Р, У — комплектное, распределительное, устройство, римские цифры XII, XVI и др. — производственный номер серии (до 28-й серии они обозначаются римскими цифрами, а начиная с 30-й — арабскими, например, К-30, К-37, К-47, К-59, К-61, К-101).
На рис. 4.4.45...4.4.49 приведены примеры КРУ с выдвижными выключателями, а в табл. 4.4.7 — технические характеристики отдельных КРУ.
Комплектные шкафы КРУ предусматривают, как правило, двустороннее обслуживание. Например, отсек трансформаторов тока и кабельных заде-
Рис. 4.4.45. Шкаф КРУ серии К-ХП с выключателем типа ВМП-10К с приводом типа ПЭ-11:
1 — отсек выкатной тележки; 2 — отсек трансформаторов тока и кабельной сборки; 3 — отсек первичных разъединяющих контактов со стороны шин;
4 — отсек сборных шин; 5 — отсек аппаратуры вторичной коммутации;
б — выкатная тележка; 9 — выключатель; 10 — штепсельный разъем цепей вторичной коммутации; 11 — поворотная рамка для установки счетчика;
12 — панель релейной защиты; 13 — сборные шины; 14 — опорный изолятор;
15 — проходной изолятор; 16 — первичный разъединяющий контакт;
17 — смотровое окно; 18 — кабельная сборка; 19 — трансформатор тока;
20 — трансформатор земляной сигнализации; 21 — заземляющий нож
лок можно осмотреть с задней стороны шкафа после отвертывания болтов съемного листа и с передней стороны после выкатки тележки в ремонтное положение. Коридор управления шкафов КРУ между их фасадами, установленными в два ряда, должен быть 2700, 2200 и 1700 мм, а при однорядном расположении — 1700 мм; ширина коридора с задней стороны предусмотрена не менее 800 мм.
Камеры КРУ по сравнению с камерами КСО имеют некоторые преимущества: более свободный доступ к основному оборудованию (в том числе и к масляному выключателю), которое можно ремонтировать вне помещения РУ, более безопасные условия для обслуживания персонала.
Рис. 4.4.46. Шкаф КРУ серии K-XXV отходящей линии с выключателем-1 — корпус; 2 — выдвижной элемент; 3 — релейный шкаф; 4 — разгрузочный клапан; 5, 6 — соответственно отсек и крышка сборных шин; 7 — алюминиевая шина; 8 — опорный изолятор; 9 — гибкая связь; 10,11 — соответственно отсеки шинных и линейных разъемных контактов главной части цепи;
12 — отсек выдвижного элемента
В шкафах КРУ применяют маломасляные подвесные (ВМПП-10, ВМПЭ-10, ВМГ-10, ВМП-10), опорные (МГГ-10) и колонковые (ВК-10, ВКЭ-10) выключатели, а в последние годы электромагнитные (ВЭМ-6, ВЭ-10) и вакуумные (ВВ-1О, ВВЭ-10, ВВВ-10). Большая часть конструкций КРУ, использующая масляные, электромагнитные и вакуумные выключатели, имеет свои особенности, преимущества и недостатки.
Преимуществами КРУ с масляными выключателями являются простота конструкции, малые количества масла, возможность применения для внутренней и наружной установок, а их недостатками — взрыво- и пожароопасность, непригодность для работы с частыми коммутациями, трудность в эксплуатации при доливке или замене масла, большой износ дугогасительных контактов.
Преимуществами КРУ с электромагнитными выключателями являются взрыво- и пожаробезопасность, малый износ дугогасительных контактов, высокая отключающая способность, а недостатками — сложная конструкция дугогасительного устройства с системой магнитного дутья, малая пригодность для наружной установки.
Рис. 4.4.47. Шкаф КРУ серии K-XXVII с выключателем ВМПЭ-10:
1 — опорный изолятор; 2 — корпус; 3 — отсек разъемных контактов;
4 — кожух; 5 — отпайка от сборных шин; б — отсек сборных шин; 7 — сборные шины; 8 — релейный шкаф; 9 — фасадный отсек; 10 — выдвижной элемент;
11 — отсек выдвижного элемента
К преимуществам КРУ с вакуумными выключателями относят полную взрыво- и пожаробезопасность, малые массу и габариты, простоту эксплуатации, возможность сверхбыстродействия, а к их недостаткам — высокую стоимость, возможные коммутационные перенапряжения при отключении индуктивных токов.
Корпус шкафа КРУ разделен металлическими перегородками (вертикальными и горизонтальными шторками) на три отсека: выдвижного элемента, верхних шинных разъемных контактов главной цепи, трансформато-
1110
1300.
Рис. 4.4.48. Шкаф КРУ серии К-101 с вакуумным выключателем:
1 — фасадная рама; 2 — отсек выдвижного элемента;
3 — горизонтальные связи рам;
4 — релейный шкаф;
5 — главная рама;
6 — линейный отсек;
7 — поворотно-съемная крышка; 8 — заземляющий разъединитель;
9 — трансформатор тока;
10 — горизонтальная рама;
11 — отсек сборных шин
Рис. 4.4.49. Шкаф КРУ серии К-104 с выключателем ВК-10: а — электрическая схема главных цепей; б — шкаф кабельного ввода
1 — отсек выдвижного элемента; 2 — релейный шкаф: 3 — разгрузочный клапан отсека выдвижного элемента; 4 — конечный выключатель, 5 — шинный блок кабельного ввода;
6 — шины ввода;
7 — разгрузочный клапан линейного отсека; 8 — отсек кабельного ввода;
9 — разделка силового кабеля; 10 — съемная крышка у кабельных разделок; 11 — шины ответвлений в соседний шкаф; 12 — линейный отсек; 13 — отсек сборных шин; 14 — сборные шины
Таблица 4.4.7. Комплектные распределительные устройства 6—10 кВ внутренней установки (ГОСТ 14693—90)
Серия Номинальный ток, кА Стойкость, кА Тип выключателя Размер шкафа, м Масса шкафа, т
элект-роди-нами-ческая (амплитуда) тер-ми-чес-кая ширина глубина высота
сборных шин ячеек
КВВО-2 0,63; 1,0; 1,6 0,63; 1,0; 1,6 52 20 ВМПП-10, ВМПЭ-10 1,0 1,1 2,44 0,54—0,80
КСО-272 0,63; 1,0 0,40; 0,63; 1,0 51 20 ВМП-10, ВПМП-10, ВН 1,о 1,53 2,87 0,65...0,9 (0,2—0,75)
КВ-1 1.0; 1,6; 2,0; 3,2 0,63; 1,0; 1,6 52 20 ВВ-10 0.75...1.13 1.2...1.3 2.31 0.57...0.81 0,59...1,4
КМ-1 1,0; 1,6; 2,0; 3,2 0,63; 1,0; 1,6; 2,0, 3,2 51; 81 20; 31,5 ВМПЭ-10, ВК-10, ВКЭ-10 0,75(1,25) 1.3 2,15 (0,42...1,13)
КМ-10 1,0; 1,6; 2,0;3,2 0,63; 1,0; 1,6 81 31,5 ВК-10 0,75 1,85 2,4 (2,6) 1,39
КРУ2-10-20 0,63; 1,0; 1.6; 2,0; 2,5; 3,2 0,63; 1,0, 1,6; 2,0; 2,5; 3,2 52 20 вмпп, вмпэ 0,90...1,35 1,66 2,Ж .2,38 1,09...!,78 (0,67-1,88)
КР-10/31,5 1,0; 1,6; 2,0;3,2 0,63; 1,0; 1,6; 2,0; 3.2 81 31,5 ВМПЭ-10, вмпп-ю 0,90(1,40) 1,6 2,7 1,20...1,85 (0,67...1,20)
КР-10-Д-10 5,0 1,0; 2,0; 4,0; 5,0 160 63 мгг-ю 1.5 2,6 4,1 6,2(1,15)
КЭ-10 1,0; 1,6; 2,0;3,2 0,63; 1,0, 1,6; 2,0; 3,2 52; 81; 102 20; 31,5; 40 ВЭ-10 0,75(1.25) 1.85 12.49...2.65 1,40—2,10 (0,6... 1,65)
КЭ-6; КЭ-6С 2,0;3,2 0,63; 1,0; 1,6; 2,0; 3,2 81, 102 31,5; 40 ВЭ-10; ВЭС-10 0,75 1,85 2,49 1,45 (0,6...1,3)
K-XII 1,0; 1,5; 2,0 0,63; 1,0; 1,6 51; 81 20; 31,5 ВМПЭ-10; ВМПП-10 0,9 1,6 2,4 О,4О...1,25
K-XXIV 3,2 3,2 129 40 ВЭМ-6 2,25 1,77 2,35 2,75 |
K-XXV 3,2 1,0; 1,6; 2,0 128 40 ВЭМ-6 0,9 1,79 3,11 0,48...1,74
K-XXVI 2,0; 3,2 0,63,1,0, 1,6 81 31,5 ВМПЭ-10, ВМПП-10 0,9 1,6 2,4 0,40.-1,25
к-xxvn 2,0; 3,2 2,0; 3,2 81 31,5 ВМПЭ-10 0,9(1,35) 1,65 2,82 0,63...1,80
K-XXVIII 0,40 0,40 81 31,5 — 0,9 1,65 2,5 (0,64)
К-104 1,6; 2,0; 3,15 0,63; 1,0, 1,6 51; 81 20; 31,5 ВК-10, ВВЭ-10 0,75 1,15 2,43 О,6...О,88
Примечанияк табл. 4.4.7:
1. Все серии выполнены по схеме с одиночной системой шин и включают следующие исполнения шкафов: ввода, отходящей линии, секционного выключателя, трансформатора напряжения и разрядника, трансформатора собственных нужд (с.н.)..
2. Отключаемый ток выключателей численно равен току термической стойкости; максимальная продолжительность протекания тока термической стойкости 3 с.
3. Допустимые значения сопротивления постоянному току контактов:
а) для контактов сборных шин — не более 120% сопротивления участка шин той же длины без контакта;
б) для втычных контактов первичных цепей — в соответствии с заводской инструкцией, а в случае отсутствия заводских данных выбираются по таблице:
Номинальный ток контакта, кА 0,4 0,6 0,9 1,2 2,0 и более
Сопротивление контакта, мкОм 75 60 50 40 30
в) для разъединяющих скользящих контактов вторичных цепей — не более 4000 мкОМ.
4. В скобках приведена ширина ячеек вводов и секционных выключателей, а также масса ячеек без выключателей.
5. Серии КМ-1, КВ-1, К-104, КРУ2-10-20 и КР-10 рассчитаны на двустороннее обслуживание , остальные — на одностороннее.
6. Наибольшее сечение присоединяемых кабелей 3240 мм2, наибольшее количество кабелей для КР-10 и К-ХП — 6, для КРУ2-10-20 — 5, для КСО-272 — 2, для остальных типов — 4; есть варианты исполнения шкафов с кабельными сборками, допускающие увеличение количества присоединяемых кабелей до 10 (КЭ-10, КМ-10, КР-10) или до 12 (K-XXVII).
7. Выкатные элементы есть у всех серий, кроме КСО-272 и K-XXVIII.
8. Все приведенные в таблице серии РУ используются для понизительных ПС и ПС промышленных предприятий; особо оговаривается, что РУ серии КЭ-10/40 предназначены для крупных электропиемников с резко толчковыми нагрузками, серий КВ-1, КЭ-6, КЭ-10 — для электроустановок с частыми коммутационными операциями, КР-10Д — для ГРУ ТЭЦ, КР-10, КЭ-6, К-ХП, K-XXIV, K-XXV, K-XXVII, КРУ2-10-20 и К-104 — для с. н. электростанций, КЭ-6С — для с. н. АЭС. K-XXVIII — для трансформаторов с. н. конденсаторных батарей или разрядников (стыкуются с К-ХХП и K-XXIV), K-XXIV — в цепях ввода и секционного выключателя в РУ с камерами серий K-XXV
9. Камера серии КВВО на 0,63 кА имеет термическую стойкость 14 кА. КСО-272 с выключателем нагрузки имеет электродинамическую стойкость 30 кА.
10. Серии K-XXIV и K-XXV выпускаются только на 6 кВ, КВ-1, K-XXVII — только на 10 кВ, остальные — на 6 и на 10 кВ.
ров тока и кабельных заделок. Эта конструкция обеспечивает локализационную способность этого шкафа в целом, так как при коротком замыкании в любом из отсеков электрическая дуга не может проникнуть в отсек сборных шин.
Блок сборных шин во всех шкафах КРУ имеет проемы сверху, с фасада и задней стороны для удобства монтажа и обслуживания шин и отпаек. Эти проемы при нормальной работе камер закрыты съемными крышками. Шины камер, выполненные из меди или твердого алюминиевого сплава, закреплены на опорных изоляторах, а отпайки от них проходят через проходные изоляторы в отсек верхних неподвижных разъемных контактов.
Комплектные РУ серии K-XXVI с масляными выключателями ВМ.ПП-10 на переменном и ВМПЭ-10 на постоянном оперативном токе широко применяют на системных и промышленных подстанциях, комплектные РУ серии К-XXV с электромагнитными выключателями — в установках с частыми операциями включения и отключения. Эти шкафы имеют одностороннее обслуживание, поэтому запрещается находиться с задней стороны
шкафа даже при наличии там свободного места. Все три отсека с задней стороны закрыты съемными листами.
Комплектные РУ серии КЭ-10 с выключателями ВЭ-10 предназначены для общепромышленных установок с частыми коммутационными операциями. Шкафы этой серии отличаются от других КРУ тем, что их шинный разъемный контакт главной цепи расположен внизу, а линейные контакты вверху при размешении там же сборных шин.
Шкафы КРУ серии К-101, комплектуемые вакуумными выключателями ВВ-10 с дугогасительными камерами КДВ-10, имеют сборно-сварную конструкцию и состоят из трех блоков: корпуса, выдвижного элемента и релейного шкафа. Шкафы КРУ серии К-104 рассчитаны на установку маломасля-ных выключателей ВК-10 и ВКЭ-10 или вакуумного выключателя ВВЭ-10 со встроенным электромагнитным приводом.
Опыт эксплуатации КРУ показал, что наиболее надежны и удобны при обслуживании и ремонте КРУ с выдвижными элементами (при необходимости можно легко заменять поврежденные выдвижные элементы).
4.4.14. КРУ-W выкатного исполнения новых выпусков
КСО-298. Камеры сборные одностороннего обслуживания серии КСО-298 были разработаны в 1998 г. ООО «НПФ Техэнергокомплекс» и предназначены для использования взамен камер серий КСО-272, КСО-285, 2УМЗ. Камеры имеют меньшие габариты, что позволяет их использовать для модернизации и расширения (увеличению количества фидеров) на уже существующих площадях РУ.
В состав камеры КСО-298 входит малогабаритный вакуумный выключатель BB/TEL (разработчик «Таврида Электрик»), Основными достоинствами данного выключателя являются: высокий механический ресурс; малое потребление электроэнергии по цепям включения и отключения; малые габариты и вес; возможность управления как по цепям оперативного постоянного, как и оперативного переменного токов; отсутствие необходимости ремонтов в течение всего срока службы.
Особенности конструкции камер КСО-298:
• В камере КСО-298 предусмотрена блокировка линейного и шинного разъединителя с использованием двух герконовых блокираторов, исключающих включение выключателя при промежуточном положении разъединителя, а также исключающих операции с разъединителями при включенном выключателе.
• Наличие механических блокировок линейного и шинного разъединителей от включения заземляющих ножей при включенных главных ножах, а также от включения главных ножей при включенных заземляющих ножах.
• Наличие аварийной кнопки ручного отключения выключателя.
• Цепи обеспеченного питания выключателя формируются через блок питания BP/TEL на -220 В, =220 В.
• Предусмотрена возможность управления выключателем от независимого источника питания — блока автономного включения BAV/TEL или аккумуляторной батареи =12 В, (например, автомобильной).
• Конструктивно камера КСО-298 состоит из трех отсеков — высоковольтного, низковольтного и кабельного. При существенно меньших (по сравнению с камерами других серий) габаритами, высота кабельного отсека обеспечивает удобство проведения работ в отсеке.
Основные технические характеристики КСО-298:
Номинальное напряжение, кВ 6; 10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ 7,2; 12
Номинальный ток главных цепей, А 200; 400; 630
Номинальные токи трансформаторов тока, А 50; 100; 150;
200; 300; 400; 600; 800, 1000
Номинальный ток сборных шин, А 630; 1000
Номинальный ток отключения камер с высоковольтным выключателем, кА 20
Предельный сквозной ток камер с высоковольтным выключателем (амплитудное значение), А 51
Ток термической стойкости (3 с) камер с высоковольтным выключателем, кА 20
Номинальное напряжение вспомогательных цепей, В.
переменного оперативного тока 220
постоянного оперативного тока 220
цепи трансформаторов напряжения 100
цепи освещения внутри камер 36
Ток плавкой вставки высоковольтного предохранителя, А 2; 3; 5; 8;
10; 16; 20;
31,5...160
Габаритные размеры камер, мм:
высота (со сборными шинами) 2650
глубина (в основании) 1100
ширина 750
Масса камеры (8 ВВ-600), кг 440
В настоящее время в сетях с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью широкое распространение получили комплектные распределительные устройства серии КМ—1Ф (КРУ) (табл. 4.4.8). Эти КРУ применяют в акрытых распределительных устройствах (РУ) и электроустановках с частыми коммутационными операциями при наличии шкафов с вакуумными выключателями.
Условное обозначение КМ-1Ф-10-Х-ХЗ* расшифровывается так: КМ — комплектное малогабаритное распределительное устройство; 1Ф — модификация КРУ с фарфоровой изоляцией; 10 — класс напряжения по ГОСТ 1516.1-76, кВ; X — номинальный ток отключения шкафа с выключателем (20; 31,5), кА; ХЗ — вид климатического исполнения (У;Т) и категория размещения, * — знак к обозначению типа КРУ, если значение рабочих температур КРУ отличны от установленных заводом-изготовителем.
Условия эксплуатации:
Z высота установки КРУ над уровнем моря не более 1000 м;
/ номинальные значения климатических факторов эксплуатации КРУ при следующих допустимых диапазонах температур окружающего воздуха:
/ для исполнения УЗ-----5...+40 °C — без установки подогревателей;
-25...+40 °C — с установкой подогревателей в релейном шкафу (по заказу);
/ для исполнения ТЗ — 1...45 °C — без установки подогревателей; -10...+45 °C — с установкой подогревателей в релейном шкафу (по заказу);
/ окружающая среда — невзрывоопасна, не содержит агрессивных газов и испарений, химических отложений, не насыщена токопроводящей пылью и водяными парами
Камеры, выпускаемые Екатеринбургским ЭМЗ
Камеры КСО—292 на номинальное напряжение 6 и 10 кВ (рис. 4.4.50) предназначены для работы в распределительных устройствах сетей трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью.
Особенности. Камеры изготовлены на основе сварных конструкций. Номинальные значения рабочих параметров, конструкция и сетка схем позволяют выполнять оптимальные решения в соответствии с требованиями заказчика.
Коммутационные аппараты:
• вакуумный силовой выключатель;
• маломасляный силовой выключатель;
• заземляющий разъединитель.
Таблица 4.4.8. Технические данные КРУ серии КМ—1Ф
Параметр Значение параметров КРУ типа
КМ-1Ф-10-20-УЗ КМ-1Ф-10-20-ТЗ КМ-1Ф-10-31,5-УЗ КМ-1Ф-10- 31,5-ТЗ
Номинальное напряжение, кВ 6,0; 6,3; 6,6; 10,0; 11,0 6,0; 6,3; 6,6; 10,0; 11,0 6,0,6,3,10,0; 11,0 6,0; 6,3; 6,6; 10,0; 11,0
Наибольшее рабочее напряжение. кВ 7,2; 12,0 7,2; 12,0 7,2;12,0 7,2; 12,0
Номинальный ток главных цепей шкафов КРУ, А: при частоте 50 Гц 630; 1000; 1600; 2000; 3150 630; 1250; 2500 630; 1000; 1600; 2000; 3150 630; 1250; 2500
при частоте 60 Гц 630; 1000; 1250; 2500 630, 1000; 2500 630; 1000; 1250; 2500 630; 1000; 2500
Номинальный ток сборных шин, А: при частоте 50 Гц 630; 1000; 1600; 2000; 3150 630; 1250; 2500 630; 1000; 1600; 2000; 3150 630; 1250; 2500
при частоте 60 Гц 630; 1000; 1250; 2500 630; 1000; 2500 630; 1000; 1250; 2500 630; 1000; 2500
Номинальный ток отключения выключателя встроенного в КРУ, кА: при частоте 50 Гц 20,0 20,0 31,5 31,5
при частоте 60 Гц 16,0 16,0 25,0 25,0
Ток термической стойкости для промежутка времени 3 с, кА 20,0 20,0 31,5 31,5
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей шкафов КРУ, кА 51 51 81 81
Номинальное напряжение вспомогательных цепей, В: постоянного и выпрямленного тока ПО; 220 ПО; 220 110; 220 ПО; 220
переменного тока 220 220 220 220
Номинальная мощность встроенных силовых трансформаторов. кВ-А 40 40 40 40
Номинальный ток предохранителя, А 2; 3,2; 5; 8; 10; 16; 20 2; 3,2; 5; 8; 10; 16; 20 2; 3,2; 5; 8; 10; 16; 20 2; 3,2; 5; 8; 10; 16; 20
Рис. 4.4.50. Камера КСО-292 с маломасляным вык лючателем:
7 — сборные шины; 2 — разъединитель;
3 — масляный выключатель; 4 — привод рычажный; 5 — трансформатор тока:
6 — привод масляного выключателя;
7 — шины;
8 — разъединитель заземляющих ножей
Защита обслуживающего персонала. Варианты исполнения прошли типовые испытания ГОСТ 1516.1-76:
• все коммутационные операции производятся при закрытой наружной двери;
• стенки, отделяющие камеры одну от другой, из металлических листов
• функциональные блокировки.
Безопасность в эксплуатации:
• высокая надежность за счет применения:
нормированных компонентов и стандартизированных аппаратов, а также проходных и опорных изоляторов, имеющих ребра с высокой трекингостойкостью;
• при применении вакуумных коммутационных аппаратов значительно снижен объем техобслуживания;
• просторный отсек кабельных присоединений.
Конструкция камер:
• конструкция из сваренных и соединенных болтовыми соединениями узлов из металлических листов и профилей;
• усиленная дверь из металлического листового материала с центральным замком;
• дверь камеры имеет смотровое окно, защищенное безопасным стеклом;
• измерения на сборных шинах с помощью измерительного трансформатора напряжения:
• заземляющий разъединитель сборных шин
Условия эксплуатации. Климатическое исполнение камер КСО-292УХЛ категории размещения 3 и 4 по ГОСТ 15150-69. При этом по специальному заказу могут поставляться камеры для эксплуатации с нижним значением температуры воздуха минус 25 °C.
Камеры КСО-292 предназначены, главным образом, для установки в закрытых помещениях с естественной вентиляцией без искусственно регулируемых климатических условий
Окружающая среда должна быть невзрывоопасная, не содержать агрессивных газов и испарений, химических отложений, не насыщенная токопроводящей пылью и водяными парами. Тип атмосферы II по ГОСТ 15150-69.
Основные технические характеристики КСО-292:
Номинальное напряжение. кВ
Номинальный ток главных цепей. А
Номинальный ток трансформаторов тока. А
6; 10
400; 630; 1000 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800; 1000 630; 1000
Номинальный ток сборных шин, А I
Варианты устанавливаемых выключателей
ВБЧСМ-10/20У2 с встр. электромагнитным приводом (Механический ресурс ВО циклов ВПМП-10 с пружинным приводом ВПМ-10 с электромагнитным приводом (Механический ресурс ВО циклов Номинальный ток отключения, кА Трансформатор напряжения Трансформатор собственных нужд Основные габаритные размеры, мм Технические условия
20000) ППО-Ю
ПЭ-11 2500) 20 НАМИ, ЗНОЛ ТМ-25, ТСКС-40 1000x1380x2780
ТУ 16-92 ИКЖМ 674522.062
Камеры КСО-392 на номинальное напряжение 6 и 10 кВ (рис. 4.4.51) предназначены для работы в распределительных устройствах сетей трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью.
С 1993 г на СЭМЗ освоено серийное производство камер КСО-392, которые являются усовершенствованным вариантом камер КСО-386, при этом конструкция камер доработана с учетом замечаний эксплуатирующих организаций.
Особенности. Камеры изготовлены на основе сварных конструкций. Номинальные значения рабочих параметров, конструкция и сетка схем позволяют выполнять оптимальные решения в соответствии с требованиями заказчика.
Коммутационные аппараты:
• выключатель нагрузки;
• выключатель нагрузки с предохранителями;
• разъединитель;
• заземляющий разъединитель.
Защита обслуживающего персонала:
• варианты исполнения прошли типовые испытания по ГОСТ 14693-90 и ГОСТ 1516.1-76;
• все коммутационные операции проводятся при закрытой наружной двери;
• функциональные блокировки.
Рис. 4.4.51. Общий вид камеры КСО-392 с выключателем нагрузки и предохранителями
Безопасность в эксплуатации:
• высокая надежность за счет применения: нормированных компонентов и стандартизированных аппаратов и также проходных и опорных изоляторов имеющих ребра с высокой трекингостойкостью;
• просторный отсек кабельных присоединений.
Конструкция камер:
• конструкция из сваренных и соединенных болтовыми соединениями узлов из металлических листов и профилей;
• усиленная дверь из металлического листового материала с центральным замком;
• дверь камеры имеет смотровое окно, защищенное безопасным стеклом;
• измерения напряжения на сборных шинах с помощью измерительного трансформатора;
• заземляющий разъединитель сборных шин.
Условия эксплуатации.
Климатическое исполнение камер КСО-392УХЛ категории размещения 3 по ГОСТ 15150-69. при этом по специальному заказу могут поставляться камеры для эксплуатации с нижним значением температуры окружающего воздуха минус 25 °C.
Камеры КСО-392 предназначены, главным образом, для установки в закрытых помещениях с естественной вентиляцией без искусственно регулируемых условий.
Окружающая среда должна быть невзрывоопасная, не содержать агрессивных газов и испарений, химических отложений, не насыщенная токопроводящей пылью и водяными парами. Тип атмосферы II по ГОСТ 15150-69
Основные технические характеристики КСО-392:
Номинальное напряжение, кВ 6; 10
Номинальный ток главных цепей, А 400; 630
Номинальный ток отключения выключателя
нагрузки при coscp > 0,7; А 630
Механический ресурс ВО. циклов 2000
Габаритные размеры, мм 800x800x1900
Камеры КСО-366 на номинальное напряжение 6 и 10 кВ (рис. 4.4.52) предназначены для работы в распределительных устройствах сетей трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью.
S/B/S
□
чип -ди -
Рис.4.4.52 Общий вид камеры
КСО-366 с выключателем нагрузки
Особенности:
Камеры изготовлены на основе сварных конструкций. Номинальные значения рабочих параметров, конструкция и сетка схем позволяют выполнять оптимальные решения в соответствии с требованиями заказчика.
Коммутационные аппараты:
• выключатель нагрузки;
• выключатель нагрузки с предохранителем;
• разъединитель;
• заземляющий разъединитель.
Защита обслуживающего персонала:
• варианты исполнения прошли типовые испытания по ГОСТ 14693-90 и ГОСТ 1516.1-76;
• все коммутационные операции производятся при закрытой наружной двери;
• функциональные блокировки.
Безопасность в эксплуатации-
• высокая надежность за счет применения; нормированных компонентов и стандартизированных аппаратов и также проходных и опорных изоляторов имеющих ребра с высокой трекингостойкостью;
• просторный отсек кабельных присоединений.
Конструкция камер:
• конструкция из сваренных и соединенных болтовыми соединениями
4.4. Конструкции комплектных распределительных устройств узлов из металлических листов и профилей;
• усиленная дверь из металлического листового материала с центральным замком;
• дверь камеры имеет смотровое окно, защищенное безопасным стеклом;
• измерения на сборных шинах с помощью измерительного трансформатора напряжения;
• заземляющий разъединитель сборных шин.
Условия эксплуатации.
Климатическое исполнение камер КСО-366 УХЛ категории размещения 3 по ГОСТ 15150-69. При этом по специальному заказу могут поставляться камеры для эксплуатации с нижним значением температуры окружающего воздуха минус 25 °C.
Камеры КСО-366 предназначены, главным образом, для установки в закрытых помещениях с естественной вентиляцией без искусственно регулируемых климатических условий.
Окружающая среда должна быть невзрывоопасная, не содержать агрессивных газов и испарений, химических отложений, не насыщенная токопроводящей пылью и водяными парами. Тип атмосферы II по ГОСТ 15150-69.
Основные технические характеристики КСО-366:
Номинальное напряжение, кВ 6; 10
Номинальный ток сборных шин и главных цепей, А 400
Номинальный ток отключения выключателя
нагрузки при coscp > 0,7; А 400
Механический ресурс ВО, циклов 2000
Габаритные размеры, мм 1000x1000x2080
В комплект поставки входят:
• камеры;
• шинные мосты;
• эксплуатационная документация.
4.5. Комплектные распределительные устройства (КРУ—10) наружной установки
4.5.1. Конструкции и назначение КРУ наружной установки
Комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН) предназначены для открытой установки вне помещения. Шкафы КРУН используют на подстанциях в сельской местности, в комплектных трансформаторных подстанциях (КТП) с напряжением на высшей стороне 35, ПО и 220 кВ. Переход на такие шкафы дал большой экономический эффект в капитальном строительстве и значительное уменьшение трудозатрат на эксплуатацию.
По исполнению шкафы КРУН разделяют на три группы:
• шкафного типа со встроенным оборудованием и аппаратурой и наличием коридора для одностороннего обслуживания. Задняя и боковые стенки крайних шкафов являются одновременно стенками помещения РУ;
• шкафного типа с выдвижными элементами. Шкаф, представляющий собой самостоятельный элемент, может быть установлен на открытом воздухе. В нем предусмотрено двустороннее обслуживание встраиваемого оборудования и аппаратуры, для чего на фасаде и в задней стенке выполнены двери. Обслуживание оборудования и установка выдвижных элементов в испытательное и ремонтное положения осуществляются при открытых дверях шкафов;
• шкафного типа без выдвижных элементов, т. е. со стационарно установленными выключателями, трансформаторами напряжения или другими аппаратами.
К шкафам КРУН предъявляют в основном те же требования, что и к шкафам КРУ, включая дополнительные требования по обеспечению нормальной эксплуатации КРУН на открытом воздухе, в любую погоду и в любом климатическом районе:
Z устанавливать на запланированных площадках на высоте не менее 0,2 м от уровня планировки, а для климатических районов, где наблюдаются снежные заносы от 1 м и выше, — на повышенных фундаментах;
Z предусматривать в шкафах местный подогрев для нормальной работы аппаратов (масляные выключатели и механизмы их приводов, реле, измерительные приборы и приборы учета);
Z выполнять инженерную подготовку территории и обеспечивать защиту от затопления, оползней, лавин и т. п.;
Z компоновать (устанавливать) КРУН так, чтобы при монтажных и ремонтных работах можно было использовать механизмы
Шкафы КРУН имеют уплотнения, обеспечивающие защиту аппаратуры от загрязнения и атмосферных осадков. Поскольку шкафы не абсолютно герметичны, КРУН не предназначены для работы в среде с влажностью воздуха более 80% опасной в отношении взрыва и пожара, а также в среде с химически активными газами и токопроводящей пылью. Они рассчитаны для работы при температуре окружающего воздуха -40...+35 °C.
Широко распространены в эксплуатации шкафы КРУН серии К-49, К-59 и К-61.
Комплектные распределительные устройства для наружной установки (КРУН) выпускают стационарные, выкатные и объемные.
Стационарные КРУН изготавливают без штепсельных разъединителей и комплектуют выключателями, предохранителями ПК-10 и разъединителями с приводами РВ-10. Шкафы снабжают механической блокировкой от неправильных действий при оперировании выключателем и разъединителями (рис. 4.5.1).
Выкатные КРУН изготавливают нормального и малогабаритных размеров. Их компоновка такая же, как и соответствующих КРУ внутренней установки.
Объемные КРУН выполняют нормального и малых габаритных размеров с двурядным расположением ячеек, между фасадами которых образуется коридор обслуживания шириной около 2 м. Малогабаритные объемные
Рис. 4.5.1. Ячейка серии КРУН—10 стационарная
КРУН изготавливают только с двурядным расположением ячеек. В них используют выключатели ВММ-10 и предусматривают более плотный монтаж оборудования. Шкафы КРУН объемного исполнения монтируют в собственном помещении из стальных листовых панелей.
В табл. 4.5.1 и 4.5.2 приведены технические данные КРУН различных серий, а на рис. 4.5.2...4.5.5 примеры КРУН серии КРН-10
Таблица 4.5.1. Технические данные КРУ наружной установки (КРУН)
Параметры КРУ и комплектующее оборудование Серия КРУН
К-37 K-VI; K-IX
Наибольшее напряжение (линейное), кВ 6; 10 6; 10
Наибольшее напряжение, кВ 12 12
Номинальный ток, А: шкафа 630; 1000;1600 630; 1000; 1500;
сборных шин 1000; 1600; 2000; 3200 630; 1000; 1500; 2000
Ток электродинамической стойкости главных цепей, кА 52 52
Номинальный ток отключения выключателя, кА 20 20
Ток термической стойкости 4-секундный, кА 20 20
Выключатель ВМПП-10; ВМПЭ-10 ВМПП-10, ВМПЭ-10
Привод Встроенный пружинный и электромагнитный Встроенный электромагнитный
Трансформатор тока ТЛМ-10-2 ТВЛМ-10; ТЛМ-10-1; ТПЛ-10
Трансформатор напряжения ЗНОЛ-09; НОЛ-08 (НТМИ, НОМ) НТМИ; НОМ
Максимальное число и сечение силовых кабелей, мм2 6(3x240) 3(3x240)
Размеры шкафа, мм:
ширина 900; 1350 1000
глубина 1600; 3500 1800
высота 2400; 3300 2450
Масса шкафа, кг 776... 1286 1200 1
Таблица 4.5.2. Технические данные шкафов КРУ
Параметр или Технические данные для КРУН
аппарат K-VIy; K-IX К-44 е КРН-10У1 КРН-Ш-10
Номинальное напряжение (линейное). кВ 6: 10 6: 10 6: 10 6: 10 6: 10
Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А: 12 12 12 12 12
шкафа 630;1000; 630; 1000; 630; 1000; 630 400; 630
1500**** 1600 1600
сборных шин 630;1000; 1000; 1600; 630; 1000; 630 400: 630
1500;2000 2000; 3200 1600; 2000
Номинальный ток
электродинамической стойкости главных цепей, кА 52 51 51
Номинальный ток отклонения выключателя, кА 20 20 20
Номинальный ток термической стойко-
сти для промежутка времени 4 с, кА ( )2 20(16)***** 20 20
Выключатель ВМПП-10; ВМПП-10; ВМГ-10; ВМГ-10;
ВМПЭ-10 ВМПЭ-10 ВМГП-10: ВМП-10К
ВМП-10
Привод Встроенный пружинный и ПП-67К; ПП-67К
электромагнитный ППВ-10
Трансформатор тока ТВЛМ-10; ТЛМ-10-2 ТВЛМ-10; ТПЛМ-10; ТЛМ-10-2
ТЛМ-10-1; ТЛМ-10-1; ТПЛ-10;
ТПЛ-10 ТПЛ-10 ТПОЛ-Ю
Трансформатор НТМИ; НТМИ; НТМИ; НТМИ
напряжения НОМ НОМ НОМ
Максимальное число и сечение силовых кабелей, мм2 Размеры шкафа, мм: 3(3x240) 2 (3x240) 3 (3x240) 3x240 | 2(3x240)
ширина 1000 900; 1350** 1000 1000
глубина 1800 1600; 4420*** 1800 1280 | 1600
высота 2450 2400; 3400*** 2450 2800
Масса шкафа, кг 1200 776... 1286 870...1140 960...980 650...980
* Временно применяются НТМИ и НОМ.
** 1350 мм — шкафы аппаратуры высокочастотной связи и трансформаторов с. н
*** Размер с коридором управления.
**** 1500 А для шкафов K-IX.
Примечание По «правилам» Мосэнерго на приемной траверсе шкафа КРН л 1жны быть изоляторы ШФ-20 В или два изолятора подвесных на каждую фазу, на ШФ-10 как показано на данном рисунке
Рис 4 5.3. Секционирующий пункт, выполненный оборудованием серии КРУН-10
Рис. 4.5.2. оборудование серии KPH-10-VI. Габаритные и установочные размеры
Примечание: По «правилам» Мосэнерго на приемной траверсе шкафа КРН должны быть изоляторы ШФ-20 В или два изолятора подвесных на каждую фазу, на ШФ-10, как показано на данном рисунке
Рис. 4.5.3. Секционирующий пункт, выполненный оборудованием серии КРУН-10
Рис. 4.5.5. Общий вид РУ 10 кВ, выполненного из шкафов КРУН серии КРН-10: 1 — траверса ввода с изоляторами; 2 — присоединения;
3 — соединения присоединений (шкафов) между собой;
4 — проходные изоляторы ввода внутрь шкафа
4.5.2. КРУН серии К-112
КРУН серии К-112 выполнено с воздушной изоляцией, стационарного исполнения (без выдвижных элементов). Ввод в высоковольтный шкаф осуществляется отпайками от воздушных линий. Предусмотрено местное и дистанционное управление устройством.
В шкафу с аппаратурой высокого напряжения рис. 4.5.6, а установлены; вакуумный модульный выключатель ВВМ-10-4/400 У2 (блок управления которого размещается в шкафу управления), трансформатор ТЛМ-10-1 УЗ или ТЛК-105 УЗ, разрядники РВО-6 (10) У1, трансформатор с литой изоляцией ОЛС-0,63/6 (10)-1 (2) У2 для питания собственных нужд шкафа, изоляторы проходные ИПУ-10/630-7.51УХЛ1.
На днище данного шкафа размещены лотки вентиляции, под днищем — педаль, предназначенная для аварийного отключения выключателя с земли. Ручное аварийное отключение осуществляется с помощью кронштейна, закрепленного на деревянной штанге длиной 2,5 м (штанга в поставку завода не входит). Кронштейн вводят в зацепление с педалью аварийного отключения выключателя и нажимают вниз до упора.
Шкаф управления рис. 4.5.6,б представляет собой сборно-сварную металлическую конструкцию с уплотнением на двух противоположных дверях. В нем установлена аппаратура управления, защиты и автоматики, позволяющая включать и отключать высоковольтный выключатель в автоматическом и ручном (дистанционно с помощью кнопочных выключателей) режимах.
В состав аппаратуры управления, размещенной в данном шкафу, входят: кнопочные выключатели, переключатели, сигнальные лампы, указательные реле, амперметр, путевой выключатель, блок-замок, автоматический выключатель, реле защиты и автоматики, резисторы для обогрева шкафа, датчик температуры, блок управления высоковольтным выключателем. Набор аппаратуры определяется принципиальной схемой шкафа.
Конструкция шкафа управления (две противоположно расположенные двери) позволяет осуществлять его двустороннее обслуживание и обеспечивает свободный доступ к аппаратуре. Аппаратура, как правило, расположена на приборной раме внутри шкафа. В том случае, если шкаф полностью насыщен аппаратурой, часть ее может быть установлена на внутренней стороне одной из дверей. Ввод жгута проводов, соединяющего шкаф управления со шкафом с аппаратурой высокого напряжения, осуществляется сверху на ряд зажимов. Монтажные соединения внутри шкафа выполнены медными одножильными проводами.
Корпус, приборная рама и двери шкафа соединены между собой заземляющими проводниками. Шкаф устанавливается на опоре на высоте 1,5 м от земли, двери его закрываются специальными замками. Варианты установки КРУН серии К-112 приведены на рис. 4.5.7.
Рис. 4.5.7. Варианты установки КРУН серии К-112-а — на двух опорах; б — на одной опоре
1 — шкаф высоковольтной аппаратуры; 2 — шкаф управления; 3 — жгут проводов в лотке, 4 — разъединитель (в поставку завода не входит)
a
Монтаж электрических соединений КРУН сводится лишь к установке нужных комплектных устройств и присоединению их к электрической сети.
Комплектное распределительное устройство серии К-112 оборудовано блокировками в соответствии с требованиями ПУЭ, ПТЭ и ПТБ. В шкафу управления предусмотрена электромеханическая замковая блокировка, исключающая включение разъединителя высокого напряжения при включенном выключателе.
Оба шкафа КРУН имеют брызгозащищенное исполнение IP34 по ГОСТ 14254-80.
Шкафы КРУН выполнены по типовым схемам главных цепей и схемам соединений вспомогательных цепей, разработанным на основании типового задания института «Сельэнергопроект». КРУН серии К-112 имеют следующие типовые исполнения и функциональные назначения шкафов:
/ пункт секционирования линий с односторонним питанием (ПСО) (рис. 4.5.8);
/ пункт секционирования линий с односторонним питанием (ПСД) с делительной защитой;
Z то же, но с двумя комплектами МТЗ: направленной и с зависимой характеристикой;
/ пункт АВР (ПАВР) с автоматическим возвратом к нормальному режиму (АВНР),
✓ 2 пункта сетевого резервирования (ПСР).
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПУНКТ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ ЛИНИЙ С ОДНОСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ
СХЕМЫ ГЛАВНЫХ ЦЕПЕЙ ё D п 1
ПУНКТ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ ЛИНИЙ С ДВУХСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ ПУНКТ АВР ПУНКТ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ ЛИНИЙ С ДВУХСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ С ДЕЛИТЕЛЬНОЙ АВТОМАТИКОЙ
Рис. 4.5.8. Схема секционирования ВЛ и резервирования питания электроустановок с использованием оборудования КРУН серии К-112:
а — секционирование линий с односторонним питанием ; б — секционирование линий с двухсторонним питанием; в — для плавки гололедных образований на ВЛ (камера устанавливается в конце линии и выключатель включается дистанционно на период плавки гололеда); г — для взаимного резервирования двух петлевых линий, работающих раздельно
Шкаф управления КРУН оборудован устройством обогрева, которое включается автоматически при снижении температуры окружающего воздуха до заданной величины.
Шкафы КРУН серии К-112 рассчитаны для работы в следующих климатических условиях: толщина стенки гололеда — до 20 мм, скорость ветра — 15 м/с (при отсутствии гололеда — 40 м/с), температура окружающего воздуха не ниже -45 °C.
КРУН серии К-112 имеет следующие показатели надежности: Вероятность безотказной работы в течении срока службы 0,98 Продолжительность работы до первого отказа, ч 8000
Механический ресурс
(ресурс по механической стойкости), число операций 540*
Коммутационный ресурс выключателя, число операций:
включение — отключение (при IH0M) 5104
отключение (при 1ном откл) 67
включение — отключение (при 1нои откл) 33
Срок службы, лет
до среднего ремонта 12
до списания (при условии замены аппаратуры,
срок службы которой составляет 25 лет) 25
Технические данные КРУН серии К-112:
Номинальное напряжение (линейное), кВ 6; 10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ 7,2; 12
Номинальный ток главных цепей, А 400
Номинальный ток отключения выключателя, встроенного в шкаф, кА 4
Номинальный ток термической стойкости главных цепей, кА 4
Время протекания тока термической стойкости, с 3
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей, кА 10
Номинальное напряжение питания вспомогательных цепей (переменный ток), В Полное время отключения выключателя, с Частота включений в час, не более
Габариты шкафов, мм (ширинахглубинахвысота): с аппаратурой высокого напряжения управления
220; 100 0,04 100
800x1100x1220 310x620x1000
Масса шкафов, кг:
с аппаратурой высокого напряжения 285
управления, не более 75
Шкаф КРУН серии К-202 (разработчик и изготовитель — АО «Крас-нодарэлектростройконструкция») предназначен для приема и распределения в открытых распределительных устройствах электрической энергии переменного тока частоты 50 Гц напряжением 6, 10 кВ.
Номинальный ток, А
Ток термической стойкости, кА
Ток электродинамической стойкости, кА
Габаритные размеры, мм
Масса, кг
630
6,3
10
3000x1400x2250
1350
Новым является следующее:
• применен вакуумный выключатель BB/TEL10-8/800;
• применена новая конструкция втычных контактов;
• релейный отсек и выкатной элемент расположены с одной стороны,
• открывающаяся вверх дверь релейного отсека выполняет роль навеса для защиты обслуживающего персонала от атмосферных осадков
Комплектное распределительное устройство с вакуумным выключателем КРН—IV—1OVI (разработчик и изготовитель — АООТ «Мытищинский электромеханический завод») предназначена для приема (ячейки ввода) и распределения (ячейки воздушной и кабельной линий) электрической энергии при напряжении 10 (6) кВ.
Номинальное напряжение, кВ 10
Номинальный ток отключения, кА 8
Технические характеристики КРУ наружной установки приведены в табл. 4.5.3, а КРУН с маломасляными выключателями (рис. 4.5.9...4.5.10) — в табл. 4.5.4.
Установка КРУН и КТП наружной установки должна отвечать следующим требованиям:
1. КРУН и КТП должны быть расположены на спланированной площадке на высоте не менее 0,2 м от уровня планировки с устройством около шкафов площадки для обслуживания.
В районах с большим снежным покровом, а также в районах, подверженных снежным заносам, рекомендуется установка КРУН и КТП наружной установки на высоте 1...1.2 м.
2. Расположение устройства должно обеспечивать удобную выкатку и транспортировку трансформаторов и выкатной части ячеек.
3. Должно быть обеспечено охлаждение оборудования. Кроме того, КРУН и КТП наружной установки должны отвечать требованиям, приведен-
Таблица 4.5.3. Комплектные распределительные устройства 6-10 кВ наружной установки (ГОСТ 14693-90)
Серия Номинальный ток, кА Стойкость, кА Тип выключателя Размер шкафа, м i Масса шкафа, т
тер-ми-чес-кая ширина глубина высота
сборных шин ячеек роди-нами-ческая (амплитуда)
КРУН-6(10)Л 0.63,1,0; 1,6 0.63; 1,0: 1,6 51 20 ВМПП-10, ВМПЭ-10 1.0 1,8 2.5 0.87...1,14
КРН-10 0,63 0,40;0,63 51 20 ВМП-10, 1,0 1.28 2,8 (4,5) 0.98
К-34 0.63 0.40:0.63 26 10 ВММ-10 0.75 1,4 1,5 (2,6) 0,45...0,74
К-40 1,6 0,63 51 20 ВМПП-10 0,9 1,7 2,7 13,9
К-41 1,6 0,40 25 10 ВММ-10 0,75 1,4 1,5 (2,8) 3,76
К-44 1,0; 1,6; 2,0; 3,2 0,63; 1,0; 1,6 51 20 ВМПП-10 0,9 1,6 2,4 (3,4) 0,78...1,29
К-47 1,0; 1,6; 2.0: 3.2 0,63; 1,0; 1,6 51; 81 20; 31,5 ВК-10, ВКЭ-10 0,75 1,25 2,2 (2,7) 0,45...0,85
К-49 1,0; 1,6; 2,0: 3.2 0,63; 1,0; 1.6 51; 81 20; 31.5 ВК-10, ВКЭ-10 0,75 1,44 2,6 1,08
К-102 1,0 3,2 10 2 ВВВ-10 1,1 0,9 1,4 0,5...0,6
Примечания:
1. Все серии рассчитаны на напряжения 6 и 10 кВ.
2. Все шкафы с двусторонним обслуживанием и имеют (кроме КРН-10, К-40 и К-41) коридор обслуживания, а также (кроме КРН-10) выкатные элементы.
3. Серии К-102 и К-40 допускают присоединение только воздушных отходящих линий, К-41 и К-47 — только кабельных, остальные — как воздушных, так и кабельных. Наибольшее сечение присоединяемых кабелей 3x240 мм2; наибольшее число присоединяемых кабелей для КРН-10, К-34, К-44 — 2, для КРУН-6 (10) — 3, для К-47 и К-49 — 4.
4. Ячейки серии К-47 и К-49 с шинами на 1,0 кА изготавливаются только с электродинамической стойкостью 51 кА (термическая стойкость 20 кА).
5. РУ серии КРН-10 и К-102 могут быть использованы для секционирования линий электропередачи, серий К-40 и К-41 предназначены для передвижных подстанций на автоходу.
6. Приведенные в таблице данные о массе шкафов К-40 и К-41 относятся к распределительному устройству в целом, включающему вводную ячейку и несколько ячеек отходящих линий (для К-40 всего 12 ячеек, для К-41 — 9)
7. В скобках указана высота с учетом кронштейна для воздушного ввода (для К-41 — высота вводной ячейки).
8. Шкафы серий К-44 и К-49 снабжены теплоизоляцией. Для повышения надежности работы ячеек КРУН в условиях резких колебаний температуры наружного воздуха предлагается: уплотнить шкафы, закрыть жалюзи в периоды возможного выпадения росы, нанести на изоляцию гидрофобные покрытия, установить вентильные разрядники на тех вводах ВЛ 6... 10 кВ, которые могут быть длительно отключены только выключателем.
Рис. 4.5.9. Шкаф типа КРУН серии К-ХШ с масляным выключателем типа ВМП-10К:
1 — выкатная тележка; 2 — отсек выкатной тележки; 3 — отсек сборных шин
ным, в 4-2-13...4-2-16, 4-2-18...4-2-25, 4-2-28...4-2-30, 4-2-33...4-2-36, 4-2-39, 4-2-40, 4-2-255, 4-2-226 ПУЭ 1986 г.
КТП категории размещения I должны быть пригодны для работы в условиях гололеда при толщине льда до 20 мм и скорости ветра 15 м/с (скоростном напоре ветра 146 Па), а при отсутствии гололеда — при скорости ветра до 36 м/с (скоростном напоре ветра до 800 Па).
Заводами-изготовителями КРУН с маломасляными выключателями, приведенных в см. табл. 4.5.4, являются:
K-VIy — Московский завод «Электрощит», КРУН-6 (10) Л — Люберецкий электромеханический завод, КРН~ 10У1 — Бакинский завод высоковольтного оборудования и KPH-III-10 — Мытищинский электромеханический завод.
Степень защиты КРУН — брызгозащитное исполнение IP44, IP34 и IP24.
В КРУ типа К-ХП (до 1500 А) для напряжения до 10 кВ имеются ячейки:
• с выключателем ВМП и приводом ППМ-10 или ПЭ-11 на номинальный ток 600 или 1500 А, массой 1,1... 1,2 т;
Рис. 4.5.10. Шкаф ввода комплектного РУ наружной установки:
1 — главные шины; 2 — шинный разъединитель; 3, 9 — проходные изоляторы;
4 — масляный выключатель; 5 — трансформатор тока; 6 — привод выключателя;
7 — привод разъединителя: в — линейный разъединитель: 10 — дверка
• с выключателем ВМП и приводом ПЭВ-12 на ток 600 или 1500 А, массой 1,3 т;
• с измерительным трансформатором напряжения типа НТМИ, массой 1 г,
• с трансформатором напряжения НТМИ и разрядником РВП, массой 1,1 т;
• с разрядниками РВП, массой 0,9 т;
• с трансформатором собственных нужд мощностью до 63 кВ-A, массой 0,8 т;
• со штепсельным разъединителем на ток 600 или 1000 А, массой 1 т;
• с предохранителями, массой 1 т.
В КРУ типа КРУ2-10 на 10 кВ имеются следующие ячейки:
• с выключателем ВМП и приводом ППМ-10 или ПЭ-11 или ПЭВ-12 на токи 600 или 1000 А, массой 1,1...1,3 т;
Таблица 4.5.4. КРУ наружной установки с маломасляными выключателями для наружной установки
Серии КРУН Ком, А, шкафов сборных шин Тип выключателя Габариты шкафов, м Масса шкафа, кг Максимальное число и сечение силовых кабелей Исполнение и применение
K-VIy; K-IX 630; 1000; 1500 630; 1000; 1500; 2000 ВМПП-10; ВМПЭ-10 1x1,8x2,45 1200 3(3x240) Шкафы с выдвижными и без выдвижных элементов. Для ОРУ до 10 кВ и КТП 35/6 (10)
К-37 630; 1000; 1600 1000; 1600; 2000; 3200 ВМПП-10; ВМПЭ-10 0.9( 1,35)*х1,6(3.5)**х2,4(3.3)** 780...1290 6(3x240) То же
К-ЗЗМ 2000^°3200 вмпэ-ю 1,35x1,6(3,5)**х2,4(3,3)** 1570...1870 Шкафы с выдвижными элементами. Для ввода и секционирования в КРУН серии шкафов К—37 при I > 1600 А, а также для КГП 35/6 (10), при мощности трансформаторов 25...40 MBA
КРН-10У1 630 630 ВМПП-10; ВМГ-10; ВМП-10 1x1,28x2,8 980 2(3x240) Шкафы без выдвижных элементов. Для ОРУ до 10 кВ понизительных подстанций сельскохозяй-ственного назначения 35/6 (10) кВ
КРН-Ш-10 400; 630 400; 630 ВМГ-10; ВМП-10К 1х1,6х2,8 650-1170 2(3x240)
* Шкаф с аппаратурой ВЧ-связи и трансформаторов СН.
** Размер с коридором управления.
«5 *** размерЫ шкафа аппаратуры ВЧ
4.5. КРУ-10 наружной установки
• с трансформатором напряжения типа НТМИ, массой 0,9 т;
• с разрядником РВП, массой 0,8 т;
• с трансформаторами собственных нужд до 2 кВА на ток до 600 А, массой 0,9 т;
• с разъединителями или кабельными сборками на токи 600 или 1000 А, массой 0,8 т;
• со штепсельным разъединителем на ток 3000 А, массой 1 т;
• шинопроводы массой 0,2 т.
4.5.3. Новые КРУН-10
К числу новых КРУН-10, выпущенных не так давно, относятся уже упомянутые серии К-37 (рис. 4.5.11 и 4.5.12), K-VI, K-IX, К-47 (К-49) (рис. 4.5.13), К-102, технические данные которых приведены в табл. 4.5.5 и 4.5.6.
Рис. 4.5.11. Комплектное распределительное устройство серии К-37: 1, 4, 7, 10, 16 — кронштейны; 2, 3, б — изоляторы; 5 — барьер; 8 — шкаф КРУН;
9 — релейный шкаф КРУ; 11 — вытяжной вентилятор; 12 — коридор;
13 — провода освещения; 14 — крыша; 15 — релейный шкаф защиты трансформатора; 17, 19 — блоки питания; 18 — элемент передней стенки;
20 — дверь; 21 — торцовая стенка; 22 — кабельная приставка
К относительно новым также относятся: КРУ2-10-20; КР-1О/31,5; КР-10- Д—10 — производственное объединение «Запорожтрансформатор»; К-ХП, K-XVI, K-XXVII, K-XXVIII, К-Х, K-XXI, K-XXIV и K-XXV — Московский завод «Электрощит»; КМ-10; КЭ-10 и КЭ-10/31,5 — Ровенский завод высоковольтной аппаратуры. Технические характеристики приведены в табл. 4.5.7.
Степень защиты КРУ — IP20.
В районах с III степенью загрязненности атмосферы и выше применение КРУН не допускается.
КРУ с выдвижными элементами следует применять:
• в наиболее сложных и ответственных установках, для потребителей I категории, где необходимо иметь быструю взаимозаменяемость выключателя или автоматического выключателя;
Рис. 4.5.13. Секция из шести шкафов
КРУН серии К-47 (К-49) на незаглубленном фундаменте: 1 — шкаф КРУН; 2 — фундамент; 3 — лестница; 4 — дверь
• в электромашинных залах металлургических и химических предприятий,
• крупных компрессорных, насосных и кислородных станциях и др. объектах аналогичного общепромышленного назначения (СН 174-75).
Высота помещения, где устанавливаются КРУ, должна быть не менее высоты КРУ (КТП), считая от выступающих частей шкафов, плюс 0,8 м до потолка и 0,3 м до балок.
Допускается меньшая высота помещения, если при этом обеспечиваются удобство и безопасность замены, ремонта и наладки оборудования КРУ (КТП).
Наибольшая допустимая t нагрева:
• токоведущих частей (за исключением контактных соединений) и нетоковедущих металлических частей, не изолированных и не соприкасающихся с изоляционным материалами — 120 °C;
• контактных соединений из меди, алюминия, сплавов алюминия без металлопокрытий с нажатием при помощи болтов, винтов, заклепок и т.п., обеспечивающих жесткость соединений — 80 °C;
• то же, но с покрытием оловом — 90 °C;
• с гальваническим покрытием серебром — 105 °C.
При воздействии сквозных токов КЗ t нагрева токоведущих частей КРУ не должна превышать:
• для токоведущих частей из алюминия — 200 °C;
• для токоведущих частей из меди и ее сплавов, не соприкасающихся с органической изоляцией — 300 °C;
Таблица 4.5.5. Технические данные КРУ наружной установки (КРУИ)
Параметры КРУ и комплектующее оборудование К-37 K-VI; K-IX
Наибольшее напряжение (линейное), кВ 6; 10 6; 10
Наибольшее напряжение, кВ Номинальный ток, А: 12 12
шкафа 630; 1000; 1600 630; 1000; 1500
сборных шин 1000; 1600; 2000; 3200 630; 1000; 1500; 2000
Ток электродинамической стойкости главных цепей, кА 52 52
Номинальный ток отключения выключателя, кА 20 20
Ток термической стойкости 4-секундный, кА 20 20
Выключатель ВМПП-10; ВМПЭ-10 ВМПП-10; ВМПЭ-10
Привод Встроенный пружинный и электромагнитный Встроенный электромагнитный
Трансформатор тока ТЛМ-10-2 ТВЛМ-10; ТЛМ-10-1; ТПЛ-10
Трансформатор напряжения ЗНОЛ-09, НОЛ-08 (НТМИ, НОМ) НТМИ; НОМ
Максимальное число и сечение силовых кабелей, ммг 6 (3x240) 3 (3x240)
Размеры шкафа, мм:
ширина 900; 1350 1000
глубина 1600; 3500 1800
высота 2400; 3300 2450
Масса шкафа, кг 776... 1286 1200
• для металлических токоведущих частей (кроме алюминиевых), соприкасающихся с органической изоляцией — 250 °C.
Для токоведущих частей, близких к местам соприкосновения эл. контактов, наибольшая допустимая t нагрева не нормируется.
Токоведущие части КРУ, как правило, выполняются шинами из алюминия или твердых алюминиевых сплавов. Для КРУ до 200 А допускается применение стальных шин.
Таблица 4.5.6
Тип, назначение шкафа Номинальные Размеры шкафа, мм Масса, кг Примечание
напряжение, кВ ток, А ширина глубина высота
КРУН серий К-47, К-49 6; 10 630; 1000; 1600 750 1250 2250 1050 Для КТП
Шкаф трансформатора собственных нужд (отдельно стоящий) 6; 10 630 1390 840 3970 260 Для трансформатора мощностью до 63 кВ А
6; 10 630 1390 1925 3530 260 Тоже, до 250 кВ-А
Шкаф высокочастотной связи (отдельно стоящий) 2000 2110 ЗОЮ 510
КРУН серии К-102 6; 10 320 1100 900 1400 500...590 Для секционирования АВР линий электропередачи 6, 10 кВ
Примечание: масса шкафов трансформаторов собственных нужд приведена без учета массы трансформатора и разрядников.
Таблица 4.5.7
Тип Характеристика Масса, кг
шкафа выдвижного элемента
Шкафы типа КРУ2 10 20
квп С выключателем с пружинным приводом 1200 445
квэ С выключателем с электромагнитным приводом 1150 394
квэп С выключателем с электромагнитным приводом для установок с повышенной частотой коммутационных оперций 1150 380
кном С однофазным TH НОМ 881 240
кнтми С трехфазным TH НТМИ 950 300
КРВП С разрядниками РВП, РВО 805 195
КРД С разъединителем (разъединяющими контактами) 850 175
ктм С силовым масляным трансформатором 2 кВ-А 900 288
КСБ С кабельной сборкой 600 —
Окончание табл. 4.5.7
Тип Характеристика Масса, кг
шкафа выдвижного элемента
Шкафы типа КРУ2-10-20
КА КПК КШП Комбинированный, например — с разрядниками и конденсаторами; с разрядниками и TH и т.д. С силовыми предохранителями С шинной перемычкой 900 650 180
Шкафы КРУ типа КР-10/31,5*
швмэ шзнолт ШРД ШСБ штм шшп ШКА тдс тос С выключателем С TH знолт С разъединителем С кабельной сборкой С силовым трансформатором С шинными перемычками Комбинированный (с различной аппаратурой) Токопровод (шинный мост) для соединения при двухрядном расположении секций Токопровод (шинный короб) для соединения двух рядом стоящих шкафов одной секции
Шкафы КРУ типа КЭ-10
швэ ППТТР штн штс штс шпс шгв ШКС ШКА С выключателем Со штепсельным разъединителем С TH С силовым трансформатором 2 кВ-А С силовым трансформатором 25 или 40 кВ-А С силовыми предохранителями Глухой ввод С кабельной сборкой С комбинированной аппаратурой 1390 945 1000... 1300 1030 1400 940 640 660 1107
* Шкафы типа КР-10/31,5 по габаритам и конструктивному исполнению аналогичны шкафам типа КРУ2-10-20.
4.6. КРУ с элегазовым оборудованием (КРУЭ)
4.6.1. КРУЭ
Новая серия комплектных распределительных устройств (КРУ) с элегазовыми выключателями предназначена для атомных и тепловых электростанций, промышленности, электрификации сельского хозяйства, транспорта и др.
Шкафы КРУ с элегазовыми, вакуумными выключателями, совместного с иностранными фирмами производства, выпускаются с устройствами защиты и автоматики:
Z на микропроцессорах типа «SPAC» фирмы «АВВ-Чебоксары»;
Z на интегральных микросхемах типа «КЭУ», фирмы «Сигнал» для КРУ: ввода; секц. выключателя отходящих линий; трансформатор СН; TH; АЧР; дуговой защиты для подстанций энергосистем;
Z на электромеханических реле для всех исполнений шкафов КРУ
КРУ с элегазовыми выключателями фирмы «АВВ» обеспечивают повышение надежности эксплуатации, благодаря:
Z снижению уровня перенапряжений в рабочем и аварийном режимах по сравнению с маломасляными и вакуумными выключателями;
Z повышению коммутационного ресурса по сравнению с маломасляными выключателями;
Z реализации автоматической защиты оборудования энергопотребителей на базе устройств: электромеханических реле, интегральных микросхем и микропроцессоров.
Новые КРУ позволяют сократить количество обслуживающего персонала для эксплуатации и ремонта.
Планируется освоение производства выкатных элементов с элегазовыми выключателями для реконструкции КРУ, находящихся в эксплуатации.
В настоящее время ведется подготовка производства (на базе шкафов К-104М и К-105) модифицированных серий КРУ с элегазовыми выключателями фирмы «АВВ» на номинальные токи 630...3150 А, токами отключения до 40 кВ.
Технические характеристики КРУ серии К-104М и К-105, разработанные и изготовленные ОАО «Мосэлектрощит» приведены в табл. 4.6.1.
Распределительные устройства 8DJ10 фирмы «Сименс» (Германия) с выключателями нагрузки в элегазовой изоляции.
Резервуар распредустройства изготовлен из нержавеющей немагнитной высококачественной стали. Благодаря своей особенной конструкции он сохраняет стабильность формы при перепадах температуры от -50 °C до
Таблица 4.6.1. Технические характеристики КРУ серии К—104М и К-105
Технические данные К-104М К-105
Номинальное напряжение, кВ 6-10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ 7,2...12
Номинальный ток, А 630-1600 2000-3150
Номинальный ток отключения, кА 20; 31,5; 40
Ток электродинамической стойкости, кА 52; 81; 125
Габаритные размеры, мм 750x1470x2230 1125x1450x2270
Масса, кг (не более) 750 800
+80 °C. Он состоит из 4-х одинаковых сваренных вместе частей, к которым спереди и сзади с помощью газоплотной сварки крепятся плоские днища (рис. 4.6.1).
К переднему днищу также газоплотно привариваются металлические сильфоны из нержавеющей стали Через них передается перемещающее воздействие от привода к отсекам выключателей, расположенным в резервуаре. В верхнюю и нижнюю части резервуара ввариваются с помощью газоплотной сварки литые проходные изоляторы с металлическими фланцами. Высококачественная нержавеющая сталь резервуара избавляет от обработки поверхности и ухода за ней, как это практиковалось в существовавших прежде распредустройствах.
Низкое содержание углеводорода в стали, и особые условия сварки являются основой для чистых газоплотных сварных соединений, предотвращающих диффузию газов изнутри наружу и наоборот. Тем самым, необходимая для элегаза герметичность надежно сохраняется даже на десятилетия.
Камеры выключателя. Трехпозиционный выключатель выполняет функции разъединителя, выключателя и заземлителя. Интеграция 3-х функций в одном приборе избавляет от блокирующего устройства, снижает количество деталей до минимума и делает возможным создание простой и надежной конструкции. Высокая надежность и отсутствие необходимости в техническом уходе приобретают особое значение, т.к. герметичное капсу-лирование исключает возможность доступа внутрь.
Встроенные предохранители. Закрытые, однополюсные, с герметичным уплотнением, свободные от электрических утечек по поверхности корпуса предохранители монтируются на резервуаре распредустройства. Закрытая конструкция устройства надежно обеспечивает безопасность прикосновения. Специальная мембранная система отключает защищенное предохранителями трехфазное присоединение при возникновении аварийных ре-
a
Рис 4.6.1. Способы подключения кабелей к КРУ фирмы «Сименс»: а — снизу; б — сзади; в — сверху; г — сзади из кабельного канала, траншеи.
1 — выключатель; 2 — кабельный приямок; 3 — кабельный канал; 4 — кабель;
5 — вывод кабеля
жимов с параметрами тока, относящимися к зоне срабатывания предохранителей. При этом защитная функция осуществляется независимо от типа установленных предохранителей. Кроме того, имеются высоковольтные мощные предохранители, которые освобождают ударный штифт в зависимости от температуры и уже в области перегрузки предохранителей отсоединяют выключатели нагрузки распредустройства 8DJ1O. Тем самым может быть предотвращен недопустимый перегрев отсека предохранителей, (рис. 4.6.2 и 4.6.3).
Подключение кабеля. Предлагаются на выбор две независящие от климатических условий системы подключения кабелей:
• система подключения для пропитанных и полимерных кабелей сечением до 300 мм2 со стандартными кабельными концевыми муфтами (рис.4.6.4),
• система подключения для штекерных концевых муфт с внешней конической системой согласно DIN 46736 (рис. 4.6.5)
Размещение устройств газозащиты в КРУ фирмы «Сименс» приведены на рис. 4.6.6.
Обе системы являются закрытыми и безопасными для прикосновения, секционированными в распредустройстве и доступны лишь в случае отсоединения и заземления соответствующего кабельного присоединения.
Для контроля напряжения в обеих системах со стороны распредустройства смонтированы отпайки емкостных делителей, которые позволяют легко и надежно непосредственно на лицевой панели обслуживания распредустройства определить отсутствие рабочего напряжения на кабельном присоединении Возвращаемые снаружи в исходное положение указатели то-
б
Рис. 4.6.2. Схемы КРУ 6-10 кВ фирмы «Сименс» с элегазовыми выключателями нагрузки 8DJ: а — 8DJ10 (для ТМ-100 кВ«А); б — 8DJ20 (для ТМ-160 кВ-А):
1 и 2 — выключатель нагрузки
Примечание. Ограничители перенапряжения 6—10 кВ устанавливают на концевой опоре ВЛ-10 кВ.
Рис. 4.6.3. Вариант плана расположения оборудования ТП 6-10/0,4 кВ
Рис. 4.6.5. Подключение кабеля с Т—образным штекером. 1 — место присоединения кабеля;
2 — место присоединения разрядника типа RDA
Рис. 4.6.6. Размещение устройств газозащиты в КРУ фирмы «Сименс» и зависимость габаритов от их установки: фасад КРУ и электрическая схема присоединения: а, в, о — без разрядников;
б, г, е — с разрядниками типа RDA;
1 — электрическая схема КРУ
Lp'[v|
Моди-
1360
1760
Рис. 4.6.6. Окончание
ков короткого замыкания позволяют легко распознать замкнутые на землю участки кабельных линий.
Распредустройство с выключателями нагрузки 8DJ10 представляют собой изготовленное в заводских условиях, прошедшее типовые испытания распредустройство в закрытом металлическом корпусе с элегазовой изоляцией (SF6) для внутренней установки. Оно надежно и убедительно отвечает всем требованиям эксплуатации сетевых предприятий по следующим признакам.
Максимальная безопасность для персонала:
✓ испытанные на дугостойкость резервуар из нержавеющей стали и отсек кабельных присоединений;
✓ логические блокировки;
✓ контролируемый порядок обслуживания;
/ интегрированные со стороны распредустройства емкостные указатели напряжения;
/ надежный контроль отсутствия напряжения при закрытой фронтальной панели;
/ заземленные, снабженные блокировкой лицевые панели отсеков предохранителей и кабельных присоединений.
Надежность работы — отсутствие необходимости в техническом обслуживании:
✓ нержавеющий герметично- сварной резервуар из высококачественной стали без уплотнений, имеющий устойчивую к перепадам давления конструкцию;
/ изолирующий газ, сохраняющий изоляционные и дугогасящие свойства на протяжении всего срока службы;
✓ закрытая пофазная изоляция вне резервуара;
/ простой и наглядный указатель готовности к эксплуатации, независящий от изменений температуры и высоты над уровнем моря;
✓ взаимоперекрываемые диапазоны защиты в комбинации выключатель нагрузки — предохранитель также при термической перегрузке высоковольтных мощных предохранителей (термозащитная функция);
/ надежные, не требующие технического ухода выключатели;
✓ простота испытания кабеля без его демонтажа
Высочайшая степень независимости от окружающих условий:
/ конструктивно-прочные, нержавеющие и не требующие технического обслуживания привода;
/ не требующие ухода, не зависящие от климатических факторов, безопасные для прикосновения кабельные подключения (без тока утечки и частичных разрядов);
/ не требующие ухода, стойкие к климатическим факторам, безопасные для прикосновения отсеки для высоковольтных мощных предохранителей.
Специфические признаки:
• дистанционно управляемые электромоторные приводы для всех вспомогательных напряжений от 24 В постоянного тока до 230 В, 50/60 Гц;
• простое расширение за счет беспроблемной замены распредустройства на основании одинаковой геометрии кабельного подключения;
• стандартизированные варианты распредустройств, каждое из которых рассчитано на применение в определенной области;
• варьируемое кабельное подключение трансформаторного присоединения;
• максимальная экономичность в связи с использованием не зависящих от климатических факторов и не требующих технического ухода компонентов;
• гибкость в применении различных видов обычных подключений для присоединения пропитанных и полимерных кабелей или кабельных штекеров.
Технические характеристики (номинальные значения) КРУ 8DJ:
Номинальное напряжение и уровень изоляции. кВ 12
Номинальная частота. Гц 50;60
Номинальный ток кабельного присоединения. А 400;600
Номинальный ток трансформаторного присоединения. А 200 Номинальное выдерживаемое переменное напряжение. кВ 28
Номинальное выдерживаемое импульсное напряжение. кА 75
Номинальный ток включения на к.з. выключателя кабельного присоединения, кА 52
Номинальный ток включения на к.з. выключателя трансформаторного присоединения, кА 25
Номинальный кратковременно допустимый ток, 1 с, кА 21
Окружающая температура, °C -50...+80
Французкие КРУЭ С 24.
Гамма высоковольтных щитов FLUOKIT С 24
Щит FLUOKIT С 24 является многофункционым, полной заводской готовности, компактным, защищенным распредустройством и предназначен для внутренней установки. В нем используется элегазовая изоляция SF6 как для гашения электрической дуги между контактами выключателя, так и для общей изоляции самих аппаратов (рис. 4.6.7...4.6.9, табл. 4.6.2).
Все функции щита сосредоточены в едином корпусе, защищающем от поражения электрическим током.
Подсоединение кабелей производится с помощью специальных втыч-ных зажимов.
Такая конструкция позволяет одновременно:
/ иметь компактный щит;
/ полностью изолировать аппараты от окружающей среды;
/ максимально упростить эксплуатацию практически без обслуживания аппаратов;
Рис. 4.6.7. Установка КРУ FLUOKIT С 24
Рис. 4.6.8. Габариты КРУ FLUOKIT С24, выполненного по схеме: три выключателя + один выключатель с предохранителями
/ обеспечить высокий уровень безопасности.
Внутри щита расположены в едином закрытом объеме аппараты, объединяющие функции разъединителя и выключателя нагрузки; заземляющие ножи и шины.
Этот отсек заполнен элегазом при давлении 0,4 бар.
Остальное оборудование находится на передней стороне щита
Описание выключателя нагрузки и органов управления
Каждый функциональный модуль, входящий в состав щита, имеет элегазовый выключатель нагрузки — разъединитель вращающегося типа с двумя разрывами.
Выключатель имеет 3 позиции:
• включено;
• отключено;
• заземлено.
Выключатель оснащен органом управления ручного или электрического типа, которые не зависят от действия оператора.
Управление типа С ПО. Используется механизм типа «тумблер». Опе-
Расположение КРУ над кабельным колодцем либо каналом
Варианты Размеры, мм
А В С
2 выключателя, 1 выключатель-предохранитель 3 выключателя, 1 выключатель-предохранитель 800 1290 850 1370 980 1498
Рис. 4.6.9. Расположение КРУ FLUOKIT С 24 в распределительном устройстве: над кабельным колодцем, каналом или приподнятом на 400 мм шасси
Таблица 4.6.2. Технические характеристики КРУ серии FLUOKIT С 24 на напряжение 7,2-24 кВ
Номинальное напряжение, кВ 7,2 1 12 15 17.5 | 24
Частота, Гц 50;60
Нагрузка на кабельный ввод, А 400;630
Номинальный ток трансформатора, А 200
Максимально возможное напряжение, кВ 20 28 36 38 50
Кратковременное повышение напряжения, кВ 60 75 95 95 125
Ток короткого замыкания, доп., кА 63 52 52 52 40
Ударный ток к.з., кА 25
Допустимый ток к.з. на 1 с, кА 25 21 21 21 16
Допускаемый диапазон температуры для присоединения, °C -50...+80 — — —
рации’ «включено», «отключено» или «заземлено» реализуются вручную.
Управление типа С 110М Осуществляется с помощью моторизованного механизма типа С 110. Операции «включено», «отключено» моторизованы. Заземление — остается ручным.
Блокировки и запоры
Функциональные блокировки.
• Исходя из самого конструктивного принципа поворотный выключатель нагрузки не может физически одновременно принимать положения: выключатель «включен» и «заземлено». Кроме того, входные отверстия для маневренного рычага, реализующего эти функции разделены и механически блокируются.
Оба этих принципа позволяют обеспечить полную безопасность при эксплуатации устройства.
• Открытие дверцы доступа к предохранителям возможно лишь после двухстороннего заземления предохранителей.
Применение
Моноблок FLUOKIT С 24 предназначен для использования в городских распредсетях напряжением до 24 кВ. Различные варианты позволяют удовлетворить любые запросы эксплуатации.
Запорные устройства
• Раздельные запорные устройства положений выключателя «включено» и «заземлено» реализуются с помощью затворов, перекрывающих соответствующие отверстия для ввода рычага для маневра.
Эти затворы позволяют устанавливать тройной запор, обеспечивающий необходимую надежность.
• Расположенные впереди в нижней части щита кожухи для укрытия втычных разъемов ввода кабелей также могут запираться на ключ.
Технические характеристики КРУ FLUOKIT С24:
Номинальное напряжение, кВ 24
Напряжение для эксплуатации, кВ 3-24
Напряжение грозового импульса 1,2/50 цс, макс., кВ 125
Напряжения испытания промышленной частоты 50 Гц, кВ 50
Номинальный кратковременный
ток отключения 1 с, кА:
при 24 кВ 12,2
при 10 кВ 14,5
Номинальная замыкающая способность
тока к.з., макс., кА:
при 24 кВ 31,5
при 10 кВ 36,5
Номинальный ток, А: на шинах 400
через выключатели «ввод/кабельный вывод» 400
через выходной фидер в зависимости
от предохранителя
Номинальная отключающая способность, А нагрузка носит активный характер 400 cos/ = 0,7
незагруженный кабель 16
трансформатор на холостом ходу 16
Механический ресурс, операций 1000
Электрический ресурс, отключений тока 400 А 100
Уровень защиты: внешней оболочки, дверей и панели IP 305
отсека с элегазом и токоведущих частей - IP 67
Подсоединение высоковольтных кабелей.
Подсоединение кабелей осуществляется с помощью втычных разъемов углового типа на 400 А для вводных кабелей и прямого типа на 250 А для отходящих кабелей.
Доступ к кабелям.
Доступ к местам подключения кабеля возможен с передней стороны без необходимости отключения кабельного разъема.
4.6.2. Компоновочные и схемные решения КРУЭ
Классификация схем. В отечественной практике распределительные устройства (РУ) в зависимости от их типа, мощности, напряжения и особенностей технологического режима электростанций и подстанций выполняются по разным схемам, которые условно можно разделить на четыре группы:
1. Схемы с коммутацией присоединений одним выключателем — одна-две системы сборных шин с обходной системой шин либо без нее.
2. Схемы с коммутацией присоединений двумя выключателями — две системы сборных шин с двумя выключателями на присоединение (схема 2/1), две системы сборных шин с тремя выключателями на два присоединения (полуторная схема или схема 3/2), две системы сборных шин с четырьмя выключателями на три присоединения (схема 4/3), многоугольники (треугольник, четырехугольник, пятиугольник, шестиугольник).
3. Схемы с коммутацией присоединений тремя и более выключателями — связанные многоугольники, генератор — трансформатор — линия с уравнительно-обходным многоугольником, шины — трансформаторы.
4, Схемы упрощенные, в которых число выключателей меньше числа присоединений — блочные (генератор — трансформатор — линия, линия — трансформатор), ответвления от проходящих линий, мостик и расширенный мостик, расширенный четырехугольник.
Схемы РУ, рекомендованные к использованию действующими нормами технологического проектирования (НТП) электростанций и подстанций, приведены в табл. 4.6.3 (знак «+» обозначены рекомендуемые схемы, знаком «-» схемы РУ, не упоминаемые в нормах).
Область применения схем первой (пп. 1 и 2 табл. 4.6.3) и четвертой (пп. 9... 11) групп определяется преимущественно классом напряжения электроустановки — 35-250 кВ. Блочная схема считается приемлемой и для более высоких классов напряжения: для подстанций — до 330 кВ, для электростанций — до 750 кВ. Схема РУ второй (пп. 4 и 5) и третьей (пп. 6...8). групп используются при напряжении 330 кВ и выше. Схема многоугольни-
Таблица 4.6.3. Современные схемы РУ
Схемы Электростанции Подстан-ции
тепловые атомные гидравлические
1 . Одна секционированная система сборных шин с обходной системой шин* 2 . Две системы сборных шин с обходной системой шин 3 . Две системы сборных шин с гремя выключателями на два присоединения 4 Две системы сборных шин с четырьмя выключателями на три присоединения 5 Многоугольники 6 Связанные многоугольники 7 Шины — трансформаторы 8 Генератор — трансформатор — линия с уравнительнообходным многоугольником 9 Блочные 10 . Мостики 11 . Расширенный + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + +
* Для напряжения 35 кВ обходная система шин не предусматривается.
** Только для напряжения 220 кВ.
ков применяется и для более низких классов напряжения: для подстанций — до 220 кВ, для электростанций — до 35 кВ. Как видно из табл. 4.6.3 для электростанций указанных типов могут применяться различные схемы РУ.
Компоновка распределительных устройств. Большое число существующих типов схем РУ должно приводить к многообразию их компоновочных решений. В базовой (основной, исходной) конструкции отечественных и зарубежных КРУЭ обычно используется схема с одной-двумя системами сборных шин с одним выключателем на присоединение. Кроме того, за рубежом реализуются проекты КРУЭ с применением других схем РУ. При этом переход от одного типа схемы РУ к другому, как правило, не сопровождается существенным увеличением габаритов электроустановки. Для его осуществления необходим лишь монтаж соединительных узлов и внутренней ошиновки в базовой конструкции КРУЭ для присоединения дополни
тельных систем сборных шин или изменение их места расположения. Ниже рассматриваются примеры различных компоновок КРУЭ.
В базовой конструкции КРУЭ с двумя системами сборных шин наиболее часто применяется однорядное расположение ячеек, стыкующихся по модулям сборных шин. Ячейки присоединений различаются преимущественно типом ввода (вывода) — кабельный или элегазовый токопровод с последующим переходом ввода (вывода) на воздушную изоляцию. Шиносоединительная ячейка обеспечивает связь обеих систем сборных шин. Габариты этой ячейки такие же, как и у ячейки присоединения. На рис. 4.6.10 показаны ячейки типа ВЗ на напряжение не выше 300 кВ; ширина (шаг) каждой ячейки составляет 2700 мм. Переход от базовой конструкции КРУЭ с двумя системами сборных шин к конструкции с одной системой достаточно прост. Так, если требуется схема с одной несекционированной системой сборных шин, то в базовой конструкции исключается одна (из двух) система сборных шин. Для схемы, например, с одной секционированной выключателем системой сборных шин ячейки присоединений первой секции имеют, допустим, только верхнюю систему сборных шин (если сборные шины расположены так, как показано на рис. 4.6.10), а второй — только нижнюю систему. В этом случае шиносоединительная ячейка базовой конструкции с двумя системами сборных шин будет выполнять роль секционной. Нередко в схеме с одним выключателем на присоединение требуются обходная система шин и обходной выключатель. Как известно, они нужны для поочередной замены любого выключателя присоединения на время его ремонта. Из сопоставления двух ячеек типа ELK3 на напряжение до 420 кВ, одна из которых выполнена по схеме с двумя системами сборных шин с обходной системой шин, а другая по той же схеме, но без обходной системы шин (рис. 4.6.11), видно, что глубина ячейки с обходной системой шин больше всего на 200 мм, а высота — на 1400 мм. Заметим, что в ряде стран вместо обходных систем шин используются обходные разъединители.
Рассмотрим примеры компоновок КРУЭ, выполненных по схемам первой группы с использованием ячеек типа ELK на разные классы напряжения.
На рис. 4.6.12 приведена компоновка закрытого КРУЭ 170 кВ, выполненного по схеме с одной секционированной разъединителями системой сборных шин при горизонтальном расположении выключателей. Как видно из этого рисунка, установка секционных разъединителей требует увеличения шага между ячейками с 2 до 3 м. Площадь, необходимая для размещения шести ячеек 170 кВ, составляет 20x8,3 = 166 мм2. Для сравнения: площадь, занимаемая только одной ячейкой традиционного ОРУ НО кВ с той же схемой электрических соединений, равна 243 м2 (при сопоставлении габаритных размеров КРУЭ и традиционных ОРУ не учитывается отчуждаемая территория от электроустановки до внешних ограждений ОРУ).
Рис. 4.6.10. Ячейки типа ВЗ: а — для кабельного ввода (вывода).
б — для подключения ВЛ; в — шиносоединительная
Компоновка закрытого КРУЭ 245 кВ, выполненного по схеме с одной системой сборных шин с обходной системой шин при горизонтальном расположении выключателей, приведена на рис. 4.6.13. Необходимо отметить, что возможна произвольная установка некоторых модулей. Это позволяет выполнять КРУЭ более низкопрофильным. Площадь, занимаемая для пяти ячеек 245 кВ, составляет 18x9 = 162 м2, в то время как для установки одной ячейки ОРУ 220 кВ традиционного типа требуется при той же схеме электрических соединений минимум 870 м2.
Рис. 4.6.11. Ячейки типа ELK3, выполненные по схеме: а — с двумя системами сборных шин; б — с двумя системами сборных шин с обходной системой шин (помечена знаком *).
Рис. 4.6.12. КРУЭ 170 кВ: а — схема электрических соединений (одна система сборных шин); б — компоновка;
7 — выключатель; 2 — разъединитель, 3 — заземлитель; 4 — трансформатор тока;
5 — трансформатор напряжения;
6 — ввод (вывод) элегаз — маслонаполненный кабель; 7 — местный щит управления и контроля; 8 — сборные шины
a
18000
Рис. 4.6.13. КРУЭ 245 кВ:
а — схема электрических соединений; б — компоновка
1 — выключатель; 2 — разъединитель;
3 — заземлитель; 4 — трансформатор тока; 5 — трансформатор напряжения;
6 — ввод (вывод) элегаз — воздушная изоляция; 7 — ввод (вывод) элегаз — маслонаполненный кабель; 8 — местный щит управления и контроля;
9 — сборные шины
При компоновке закрытого КРУЭ 420 кВ (рис. 4.6.14.), выполненного по схеме с двумя системами сборных шин и при вертикальном расположении выключателей, пять ячеек занимают площадь 27x10 = 270 м2, в то время как только для одной ячейки ОРУ 500 кВ традиционного типа необходимо при той же схеме 3627 м2.
При компоновке закрытого КРУЭ 800 кВ, выполненного по схеме с двумя системами сборных шин, одна из которых секционирована выключателями, а другая разъединителями, в целях повышения надежности РУ на наиболее ответственных присоединениях предусмотрена установка обходных и шунтирующих разъединителей. Все выключатели имеют горизонтальное расположение. В рассмотренных выше компоновках КРУЭ все три фазы каждой ячейки находятся рядом, здесь же они разнесены [крайняя левая колонка выключателя — полюс (фаза) секционного выключателя, вторая колонка — полюс выключателя отходящей линии, третья — полюс опять секционного выключателя и т.д.]. Если все фазы каждой ячейки в таком КРУЭ разместить рядом, что возможно, то длина элегазовых токопроводов (стоимость которых достаточно высока) от каждой фазы ячейки до выводов, обеспечивающих переход от элегазовой к воздушной изоляции, существенно возрастет. При такой компоновке КРУЭ три фазы выключателя, не имеющего встроенного резистора, могут занимать площадь 14x17 = 238 м2. Для сравнения: площадь, занимаемая одной ячейкой традиционного ОРУ 750 кВ при той же схеме электрических соединений, составляет не менее 5945 м2.
Компоновка КРУЭ, выполненных по схемам второй и третьей групп, также не вызывает конструктивных затруднений и не приводит к существенному увеличению габаритов электроустановки. На рис. 4.6.15. показана компоновка КРУЭ 550 кВ, выполненного по одной из наиболее распространенных схем — полуторной — из ячеек типа ELK3 при горизонтальном расположении выключателей. В отличие от базовой конструкции КРУЭ сборые шины в рассматриваемой конструкции «пропускаются» со стороны обоих выводов выключателей. При вертикальной компоновке выключателя высота ячейки типа ELK3 равна 7 м, а при горизонтальном его расположении высота до 9,4 м; на 2,6 м увеличивается и шаг ячейки. Фазы каждой ячейки разнесены.
Принципы компановки КРУЭ, выполненных по упрощенным схемам, существенно не отличаются от изложенных выше.
Периодичность использования схем. Обоснование и выбор конкретной схемы РУ осуществляются исходя из имеющего типового набора схем и нормативных требований, предъявляемых к ним. В промышленно развитых странах значительное внимание уделяется проблеме унификации схем, поскольку это имеет важное значение как при проектировании, так и при сооружении и эксплуатации электроустановок. В связи с этим показательны следующие данные: за период с 1973 г. по 1999 г. фирма AEG (Германия) реализовала 171 КРУЭ напряжением до 420 кВ из них 159
Рис. 4.6.14. КРУЭ 420 кВ:
а — схема электрических соединений (две системы сборных шин); б — компоновка (обозначения см. рис. 4.6.13.)
Рис. 4.6.15. КРУЭ 550 кВ
а — схема электрических соединений (полуторная!; б — компоновка
1 — выключатель; 2 — разъединитель, 3 — заземлитель; 4 — трансформатор тока;
5 — трансформатор напряжения; 6 — разрядник; 7 — ввод (вывод) элегаз — воздушная изоляция; 8 — ввод (вывод) элегаз — масляный ввод трансформатора,
9 — местный щит управления и контроля; 10 — сборные шины
(93%) имели схему с одной — двумя системами сборных шин и одним выключателем на присоединение (50 с одной и 109 с двумя системами сборных шин), т.е. была использована базовая конструкция КРУЭ. Для определения отечественной базовой модели КРУЭ был выполнен статистический анализ 349 РУ 110-750 кВ, установленных на 226 наиболее крупных электростанциях, запроектированных после 1960 г.
При напряжении 110-220 кВ (учтено 120 РУ), как правило, используется схема с двумя системами сборных шин с обходной системой шин; прочие же схемы РУ применяются эпизодически. В распределительных устройствах 330 кВ (20 РУ) практически в равной степени применяются два типа схем: 3/2 и две системы сборных шин с обходной системой шин. Такое положение отнюдь не связано с техническими параметрами электростанций, оно определяется лишь технической политикой формирования схем РУ, принятой в период их проектирования (известно, что еще во второй половине 60-х гг. схема две системы сборных шин с обходной считалась приемлемой при напряжении 110-500 кВ). В распределительных устройствах 500 кВ (25 РУ), как правило, наибольшее применив нашли схемы второй группы; другие схемы используются лишь в единичных случаях. Аналогичные выводы были сделаны и при анализе схем РУ ТЭЦ, АЭС, ГЭС и ГАЭС, причем набор типовых схем для этих электростанций несколько меньше, чем для КЭС.
Большинство РУ 330-750 кВ понижающих подстанций (всего их было рассмотрено около 40) имеют схемы: шины — трансформаторы, 3/2, четырехугольник; прочие типы схем применяются крайне редко. Для РУ 110-220 кВ понижающих подстанций, имеющих высшее напряжение 330-750 кВ, как правило, применяется схема с двумя системами сборных шин с обходной системой шин, в перспективе возможен переход к схеме с одной секционированной системой сборных шин с обходной системой шин. В целом схема первой группы довольно часто применяются для РУ понижающих подстанций 110-220 кВ. Статический анализ схем РУ подстанций 110-220 кВ, проведенный одной из районных электроэнергетических систем (ЭЭС), расположенной в зоне крупной агломерации городов, показал, что схемы первой группы были использованы на 35...40% подстанций 110/10(6) кВ и 75...85% узловых подстанций 110-220 кВ (под узловой ПС подразумевается подстанция, подключаемая к энергетической сети более чем по двум линиям электропередачи), в том числе 60% подстанций 220/110 и 220/10(6) кВ.
Исходя из результатов проведенного анализа отечественных РУ можно сделать следующие выводы:
Z при проектировании электростанций и подстанций реально используется весьма ограниченное число типовых схем РУ;
Z в практике проектирования РУ электростанций и узловых подстанций напряжением 110-220 кВ преимущественно применяется схема с двумя системами сборных шин с обходной системой шин и без нее, а при 330 кВ и выше — схемы 3/2 и шины — трансформаторы;
Z ряд схем РУ, регламентированных действующими НТП для напряжений 110-750 кВ, такие как одна секционированная система сборных шин с обходной системой шин, связанные многоугольники, генератор — трансформатор — линия с уравнительно-обходным многоугольником. или вообще не используются, или используются эпизодически.
Таким образом, в отечественной практике преимущественное использование получили схемы РУ электростанций и подстанций, компоновочные решения которых достаточно проработаны для КРУЭ.
Закономерности формирования схем. В мировой практике существуют два принципа построения схем РУ: радиальный и кольцевой. Радиальному принципу соответствуют схемы первой группы, в которых коммутация каждого присоединения осуществляется одним выключателем. Такое построение схем широко используется в западноевропейских странах для сетей класса ПО кВ и выше: одна-две-три, реже четыре системы сборных шин с обходной системой шин либо без нее. Кольцевому принципу соответствуют так называемые схемы с кольцевой системой шин с коммутацией каждого присоединения двумя и более выключателями. К ним относятся схема второй и третьей групп, а также схемы расширенного четырехугольника.
Различные страны имеют, как правило, свой индивидуальный подход к выбору и использованию типов схем РУ. Однако можно выделить три группы стран, в большей или меньшей степени тяготеющих к тому или иному решению.
Первая группа стран — западноевропейские государства, длительное время использующие преимущественно радиальный припцип (только в Великобритании широкое распространение получили схемы расширенного четырехугольника) как для сетей 100-200 кВ, так и для системообразующих 400 кВ сетей. В течение длительного времени схемы РУ с тремя и более системами сборных шин считались характерными только для западноевропейских стран, однако сейчас они стали использоваться и в восточноевропейских государствах. Так, схемы с тремя системами сборных шин появились в Болгарии, Польше, Румынии и Югославии. В радиальных схемах, как правило, шиносоединительные или секционные выключатели нормально отключены, отдельные источники питания совместно с определенными линиями к потребителям группируются на разных системах сборных шин или секциях, параллельная работа энергоблоков осуществляется через сети повышенных напряжений (причем схема электростанции может предусматривать выдачу мощности в две сети повышенных напряжений, а понижающие подстанции могут быть многотрансформаторными).
В нормальном режиме одна из систем сборных шин (если их две и более) может быть не задействована и использоваться в качестве резервной. Раздельная работа систем сборных шин позволяет ограничить уровни
токов короткого замыкания в РУ и обеспечить возможность надежного питания потребителей, по крайней мере, от двух независимых источников питания. Недостатком раздельной работы систем сборных шин является нередко возникающее при этом неэкономичное потокораспределение мощности в ЭЭС, связанное с ее дополнительными перетоками и увеличением потерь электроэнергии в сетях Однако используемый при относительно небольших межузловых расстояниях в сети принцип построения структуры ЭЭС уменьшает данное отрицательное воздействие. Сеть, построенная по этому принципу, получила название «сеть с концентрированной (решетчатой) структурой», в которой центры производства и потребления электроэнергии если и не совпадают, то веема близко расположены. Последнее обусловливает достаточно устройчивую тенденцию к самосбалансирован-ности по активной мощности энергоузлов с учетом их взаиморезервирова-ния. Назначение сети высшего напряжения в этом случае заключается не в целевом транспорте электроэнергии, а во взаиморезервировании генерирующих источников (то же относится и к близрасположенным центрам потребления). Иными словами, название высшего напряжения в сетях «концентрированной» структуры — реализация межсистемного эффекта, который заключается в совмещении передачи потоков мощности в период максимумов нагрузки и ремонтов генерирующего оборудования, а также использовании энергоузлами резервов генерирующей мощности и компенсации случайных отклонений от расчетного баланса мощности. Потоки электроэнергии, выполняющие межсистемную функцию, кратковременны. Их продолжительность, как правило, не превышает 1...5% расчетного периода (года). В связи с этим РУ для системообразующих сетей западноевропейских стран могут быть менее надежны, чем РУ для распределительных сетей. В Италии, например, в сетях 132 и 220 кВ шиносоединительные выключатели в РУ нормально разомкнуты, а в системообразующих сетях 380 кВ — нормально замкнуты. При этом отказ шиносоединительного выключателя в схеме с двумя системами сборных шин приведет к полному погашению РУ 380 кВ. Известна электроустановка, где РУ ПО и 220 кВ выполнены по схеме с тремя системами сборных шин, а РУ 380 кВ — с одной несекционированной системой сборных шин, хотя отказ выключателя любого присоединения последней сопряжен с полным погашением РУ 380 кВ. Следует подчеркнуть, что самосбалансированность по активной мощности отдельных энергоузлов характерна для ЭЭС всех промышленно развитых стран.
Вторая группа стран — США, Канада и отчасти Австралия — принципиально не использует радиальные схемы с несколькими системами сборных шин. Считается, что основные причины аварий в ЭЭС — отказы оборудования и ошибочные действия эксплуатационного персонала. Поэтому наличие большого числа оперативных разъединителей в схеме значительно увеличивает число отказов в электроустановке. В сетях 110-300 кВ этих стран применяются схемы с одной секционированной системой сборных шин, с обходной системой шин и без нее, а также кольцевые схемы. В сетях
классов напряжения 500-765 кВ используются обычно схемы: 3/2, многоугольники, связанные многоугольники (считается нормальным применять десяти- двенадцатиугольники), 4/3.
За последние 10... 15 лет в этих странах наметилась тенденция к массовому использованию кольцевых схем для РУ напряжением 100—300 кВ. В радиальных схемах на каждое присоединение требуется один выключатель, в кольцевых — один и более, в полуторной схеме — 1,5 выключателя Таким образом, капиталовложения на сооружение РУ с использованием схем первой группы при прочих равных условиях могут быть ниже, чем на сооружение РУ с кольцевыми схемами. Тем не менее, в радиальной схеме единичный отказ выключателя любого присоединения, требующий отключения смежных элементов, неизбежно связан с полным погашением системы (секции системы) сборных шин. Для сравнения: в схеме 3/2 при возникновении тяжелой расчетной аварии, заключающейся в отказе одного выключателя во время планового простоя другого, возможна потеря всего двух присоединений. Такая авария чаще всего рассматривается при проведении технико-экономических сопоставлений различных вариантов схем РУ Поэтому с точки зрения надежности РУ применение кольцевых схем более предпочтительно.
Повысить надежность радиальных схем можно путем секционирования систем (системы) сборных шин, однако это сопряжено с увеличением числа выключателей в схеме и ростом капитальных вложений. Тем не менее именно такой путь был принят в ЮАР при выборе схемы КРУЭ 800 кВ для подстанции — две системы сборных шин. На восемь присоединений этой схемы было предусмотрено 12 ячеек выключателей; столько бы их потребовалось и для более надежной полуторной схемы на такое же число присоединений. Надо полагать, что экономические критерии не всегда являются главными при выборе схемы РУ. Основное влияние на выбор схем могут оказать сложившиеся традиции, связанные с унификацией технических решений.
К третьей группе можно отнести Индию, Китай, Японию и другие страны, где применяются схемы, выполненные с учетом обоих принципов построения. К данной группе стран относится и Россия. Но если в нашей стране область применения радиальных схем зафиксирована достаточно жестко, то в некоторых других странах этой группы к этому вопросу относятся несколько иначе. Так, в Индии и Японии радиальные схемы, имеющие, как правило, не более двух систем сборных шин, используются наряду с кольцевыми схемами (преимущественно полуторная схема) до напряжения 400 кВ (Индия) — 500 кВ (Япония), причем кольцевые схемы применяются в тех случаях, когда надежность выдачи мощности электростанций или электроснабжения потребителей превалирует над другими факторами.
Особенность применения радиальных схем в отечественной практике состоит в том, что в нормальном режиме наиболее распространенной схемы
— с двумя системами сборных шин с обходной системой шин — шиносоединительный выключатель включен, в то время как при использовании радиальных схем в распределительных сетях западноевропейских стран он, как правило, нормально отключен. Включенное (нормально замкнутое) положение шиносоединительного выключателя объясняется тем, что между-зловые расстояния в отечественных сетях 110-220 кВ в несколько раз больше, чем в системообразующих сетях 400 кВ западноевропейских стран (не более 20...50 км). Поэтому в наших условиях отключенное положение шиносоединительных выключателей в РУ вызовет нарушение естественного потокораспределения мощности в сетях 110-220 кВ и приведет к существенному росту потерь электроэнергии.
Вместе с тем, если шиносоединительный выключатель нормально замкнут, то его отказ, связанный с отключением смежных элементов при отсутствии (а это наиболее типичное условие) секционирования систем сборных шин выключателями, приведет к полному погашению РУ. Таким образом, в схеме с двумя системами сборных шин с обходной системой шин либо без нее при включенном шиносоединительном выключателе практически не обеспечивается одно из основных требований, предъявляемых к схемам РУ большинства стран, — необходимость электроснабжения потребителей от двух независимых источников питания.
Исходя из вышеизложенного можно сделать вывод о том, что обоснование целесообразности применения на практике тех или иных типов схем РУ должно быть, увязано с общими принципами построения ЭЭС в целом.
Конструкция (топология) системообразующих сетей ЭЭС нашей страны имеет также решетчатую структуру. Но на этом сходство структуры отечественных и зарубежных ЭЭС промышленно развитых стран заканчивается. Дело в том, что развитие первых до сих пор осуществлялось по принципу концентрации генерирующих мощностей на отдельных электростанциях или в ограниченном числе регионов, например, в местах добычи топлива. Такое положение, возможное только в условиях жестко централизованной экономики, привело к тому, что большое число районных ЭЭС бывшего СССР оказались дефицитными, т.е. потребление электроэнергии в них превышает генерацию. В этих условиях назначение системообразующей сети заключается не только в реализации межсистемного эффекта, но и в целевом транспоте электроэнергии. Изменение политических и экономических механизмов управления электроэнергетической отраслью в нашей стране может привести к приоритету самосбалансированности в энергообеспечении (с учетом взаиморезервирования) отдельных ее регионов.
4.6.3. Автоматизированная система диагностики и контроля (СДК) элегазовых комплектных распределительных устройств (КРУЭ)
СКД предназначена для контроля давления, температуры и плотности элегаза в объемах КРУЭ, учета механического и коммутационного ресурса выключателей, контроля привода выключателя и других параметров, позволяющих оценить состояние оборудования КРУЭ и прогнозировать его исправность.
СДК имеет модульную структуру. Один модуль предназначен для оборудования одной ячейки КРУЭ с возможностью объединения на информационном уровне всех элегазовых ячеек.
Функции:
> - Контроля состояния элегаза:
• давление в пределах 2,2...1,0 кГц/см2;
• температура в пределах -5 .. +60 °C;
• плотность элегаза в пределах 11...60 г/дм3.
>- Учет ресурса выключателей:
• учет механического ресурса;
• учет остаточного и отработанного ресурса выключателей с учетом коммутируемого тока отдельно как при их включениях, так и при отключениях.
>- Контроль привода выключателей:
• изменение хода штока привода;
• время срабатывания привода;
• скорость штока привода;
• ускорение штока привода;
• контроль токов электромагнитов включения и отключения привода;
• давление воздуха в пневматическом приводе.
Подача аварийных и предупредительных сигналов в случае выхода контролируемых параметров за пределы аварийных и предупредительных установок.
Цифровое осциллографирование аварийных процессов.
Контроль положения высоковольтных аппаратов КРУЭ.
Состав СДК:
Система первичных датчиков:
• датчик избыточного давления элегаза в объемах КРУЭ;
• датчик температуры элегаза;
• датчик перемещения приводов выключателей;
• датчики тока и напряжения для цифрового осциллографирования аварийных процессов;
• датчики положений высоковольтных аппаратов
Микропроцессорный модуль сбора и обработки информации от датчиков на базе гпРС фирмы «Octagon Systems». Содержит символьный дисплей и функциональную клавиатуру для отображения контролируемых параметров.
ЭВМ диспетчера подстанции, предназначенная для:
• сбора информации от модулей ячеек КРУЭ;
• отображения полученной информации на экране дисплея в виде таблиц, графиков, мнемосхем;
• выдачи предупредительных сигналов при обнаружении предава-рийного состояния аппаратуры:
• ведения календарного и аварийного архивов состояния аппаратуры;
• передачи параметров на уровень диспетчера по локальной сети или телефонному каналу.
Внедрение СДК на подстанциях с КРУЭ позволяет:
осуществить автоматическое прогнозирование состояния оборудования КРУЭ с обнаружением дефектов в начальной стадии их развития не доводя до аварий;
осуществляется быстрое устранение дефекта за счет его локализации и устранения в удобное время, не нанося ущерба потребителю;
снизить численность или исключить вообще оперативный персонал обслуживания.
На рис. 4.6.16 приведена схема системы диагностики и контроля КРУЭ.
4.6. КРУ с элегазовым оборудованием (КРУЭ)
4.6.4. Техника-экономическая оценка вариантов схем электроснабжения
В систему внешнего электроснабжения входят линии с ячейками в их начале, питающие предприятия электроэнергией, или отпайки от линии. Число линий определяется в зависимости от категорий надежности электроснабжения потребителей и передаваемой мощности. Широко распространены схемы с короткозамыкателями и отделителями на высшем напряжении. Установка перемычки на высшем напряжении определяется необходимостью питания двух трансформаторов от одной линии, т.е. повреждаемостью линии.
Для выбора схемы намечаются два-три варианта и для каждого определяются технико-экономические показатели. Учитывая, что определяющим параметром технико-экономических показателей служит в основном напряжение питания, сравнивают линии с различным напряжением, большим и меньшим рационального
Upa=l6^PJ, (4.6.1)
где Рк — максимальная передаваемая по линии мощность, МВт; I — расстояние от точки подключения линии до подстанции объекта, км
Пример. Выбрать схему и напряжение внешнего электроснабжения предприятия, расположенного на расстоянии Z = 25 км от районной подстанции энергосистемы напряжением 110/35/10 кВ. Стоимость 1 кВт*ч электроэнергии Со = 2 р. Расчетная мощность Рм = 10 МВт Нагрузка от потребителей первой и второй категорий составляет 80%. Экономическую плотность тока принять равной 1,4 А/мм2.
Решение. Так как имеются потребители первой и второй категорий, принимаем двухтрансформаторную схему и соответственно две питающие линии. Рациональное напряжение
С7рац=163/10-25=65 кВ. (4.6.2)
Намечаем два варианта электроснабжения:
I — передача электроэнергии на напряжение ПО кВ;
II — передача электроэнергии на напряжение 35 кВ
Принимаем для обоих вариантов схему с отделителями и короткозамыкателями. Расчеты проведем для первого варианта.
1. Расчетная сила тока
1,4 SHT_1,4-6300
Р“Л 1,73-110-4бА’
где 1,4 — коэффициент допустимой перегрузки трансформатора; SHT = 6300 кВ «А — мощность принятого для обоих вариантов трансформатора. Технические данные трансформатора ТМН 6300/110; ДРК| = 13 кВт; ДРк2= 50 кВт; UH = 10,5%, стоимость Кт = 3680 тыс. р.
2. Площадь сечения проводов ВЛ определяется по экономической плотности тока:
/7Эк=-^=^|=ЗЗмм2. (4.6.4)
Для провода ВЛ напряжением ПО кВ минимальная площадь сечения составляет 70 ммг.
Принимаем двухцепную линию с проводом АС-70 на железобетонных опорах. Стоимость 1 км линии Кл = 1350 тыс. р.
3. Открытое распределительное устройство (ОРУ) напряжением ПО кВ включает два блока с короткозамыкателями и отделителями. Стоимость блока Ко = 1500 тыс. р. Стоимость ячеек районной подстанции не учитывается, так как в обоих вариантах она не изменяется.
4. Эксплуатационные затраты:
а) потери активной энергии в линиях
ДЗЛ = ЬР1т= 250-25-2400 = 15000 тыс. кВт-ч; (4.6.5)
б) потери активной энергии в трансформаторах ДЭтр и стоимость потерь электроэнергии
Сп = Со (ДЭЛ + ДЭтр). (4.6.6)
4.7. Усиление технических качеств КРУ—10
4.7.1. Модернизация комплектных распределительных устройств фирмой «Таврида — Электрик» (Украина)
Значительное число масляных выключателей, находящихся в эксплуатации в составе коплектных распределительных устройств (КРУ) морально и физически устарели настолько, что срочно требуется их замена или необходимы существенные затраты на поддержание их в работоспособном состоянии.
Замена в целом КРУ во многих случаях не представляется возможной по экономическим, технологическим или другим причинам.
Фирма «Таврида — Электрик» имеет разработанную проектно-конструкторскую документацию для модернизации всех КРУ, КРУН и КСО путем замены масляного выключателя на вакуумный серии TEL. Чаще других реализуются следующие три проекта:
1. Вакуумные выключатели поставляются Заказчику в комплекте с элементами блокировок безопасности, ошиновкой, деталями для монтажа и документацией. Монтаж первого образца одновременно с обучением персонала Заказчика выполняется на объекте силами специализированной монтажной бригады фирмы «Таврида — Электрик».следующие монтируются силами персонала Заказчика.
2. Фирма «Таврида — Электрик» поставляет вакуумные выключатели на выкатных элементах, которые изготавливаются вновь (для замены маломасляных выключателей типа ВКЭ-10), или используются существующие из модернизируемых КРУ (для замены выключателей других типов).
3. Вакуумные выключатели поставляются Заказчику в комплекте с элементами блокировок безопасности, ошиновкой, деталями для монтажа и документацией. Монтаж «под ключ» с обучением персонала Заказчика выполняется на объекте силами специализированной монтажной бригады фирмы «Таврида — Электрик».
Фирма «Таврида — Электрик» в последние годы накопила богатый опыт в области модернизации находящихся в эксплуатации КРУ.
Вакуумные выключатели новой концепции и разработанные проекты по их адаптации (встраиванию) в КРУ, КРУН и КСО всех типов прошли проверку временем и занимают в настоящее время лидирующую позицию на рынке коммутационных устройств в России и СНГ.
Несколько примеров модернизации выкатных и стационарных элементов КРУ различных типов приведены ниже*.
* Модернизацию выключателей в КСО, КРУН выполняет также Московский завод «Электрощит», Саратовский завод «Контакт», Саратовский завод «Электрощит» и др.
Реконструкция шкафов КРУ с выкатными элементами. В настоящее время фирмой «Таврида — Электрик» разработаны и успешно реализованы следующие проекты реконструкции шкафов КРУ с выкатными элементами:
1. Замена выключателей типа ВК-10, ВКЭ-10 на вакуумные выключатели серии BB/TEL, установленные на выкатном элементе ВЭ/TEL, в ячейках КРУ следующих типов: К-47, К-49, К-59, К-104, КМ-1, КМ-1Ф.
Данный выкатной элемент применяется и во вновь выпускаемых КРУ.
2. Замена маломасляных выключателей серии ВМП на выключатели серии BB/TEL с применением универсального комплекта деталей сопряжения в шкафах КРУ типа: КРУ2-10, КР-10/500; К-ХШ, К-37; К-ХП, K-XXVI.
3. Замена масляных выключателей на выключатели серии BB/TEL в ячейках зарубежного производства: КЗ-02 (производство Болгарии); CSIM-1 (производство бывшей ГДР).
Замена электромагнитных выключателей серии ВЭМ (ВЭ) на выключатели серии BB/TEL в ячейках типа: КРУ2-10Э/Э, КЭ-10.
Замена маломасляных выключателей различных типов на выключатели серии BB/TEL в ячейках типа: КВВО-2, КВС-09, КОФ-120, К-34, К-ШУ, К-У1У, K-IV.
Монтажный комплект для замены выключателей серии ВМП. Монтажный комплект деталей (модуль) предназначен для модернизации выкатных элементов ячеек КРУ путем замены маломасляных выключателей серии ВМП на вакуумные выключатели серии BB/TEL. Простота и универсальность комплекта позволяет сравнительно легко установить выключатель серии BB/TEL на выкатном элементе любой из ячеек КРУ типа К-XII, К-ХШ, K-XXVI, К-37, КРУ2-10, КР-10/500.
При реконструкции выкатной части ячеек используются элементы ошин-ковки и втычные контакты главных цепей демонстрируемого выключателя ВМП, его рама, а также сохраняются механизмы доводки и фиксации выкат-ного элемента в рабочем и контрольном положениях.
Выкатной элемент после монтажа на нем выключателя BB/TEL повторяет габаритные и присоединительные размеры выкатного элемента с выключателем серии ВМП. Примеры применения комплекта адаптации выключателей ВМП приведены ниже.
Состав монтажного комплекта для замены выключателей ВМП. Монтажный комплект помимо выключателя BB/TEL и блока управления включает в себя следующее элементы (рис. 4.7.1):
1— элементы ошиновки вакуумного выключателя BB/TEL (к ним при монтаже подсоединяются демонтированные вытчные контакты заменяемого выключателя);
Рис.4.7.1. Монтажный комплект для замены выключателей ВМП
2 — опорные изоляторы;
3 — уголки для крепления модуля с выключателем к сохраненной раме заменяемого выключателя;
4 — кронштейны для крепления выключателя к уголкам 3;
5 — втулка для стыковки выхода вала выключателя с тягой кнопки ручного отключения выключателя;
6 — тяга кнопки ручного отключения выключателя;
7 — кнопка ручного отключения выключателя, одновременно выполняющая роль указателя положения выключавтеля «ВКЛ — ОТКЛ»;
8 — блокиратор, запрещающий перемещение выкатного элемента из рабочего положения в контрольное и обратно при включенном выключателе и не позволяющий пройти электрическому сигналу на включение выключателя при указанных перемещениях выкатного элемента.
Блокиратор 8 и кнопка ручного отключания выключателя 7 монтируются на фасадном листе 9 выкатного элемента.
Кроме указанных компонентов в комплект поставки входят жгуты с разъемами для стыковки вторичных цепей выключателя с релейным отсеком шкафа КРУ, а также инструкция по монтажу, паспорт и руководство по эксплуатации выкатного элемента с вакуумным выключателем серии BB/TEL.
Реконструкция шкафа КРУ стационарного типа. В настоящее время фирмой «Таврида — Электрик» разработаны и успешно вредрены в эксплуатацию проекты реконструкции следующих КРУ станционарного типа: КСО-266, КСО-272, КСО-285, КСО-292, КСО-2200, КСО-2УМ, КСО ЛП-318. КСО Д-13Б, КСО КП-03-00, КРН-Ш, KPH-IV, КРУН МКФН, КРУН K-VI.
Потребителю поставляется монтажный комплект для реконструкции шкафов КРУ заказанного типа с сопроводительной документацией: подробной инструкцией по установке выключателя и схемами подключения выключателя во вторичные цепи. Комплект адаптации для КРУ стационарного типа приведен на рис 4.7.2.
Установка выключателя по всем разработанным фирмой проектам выполняется без применения сварочных работ. Выключатель устанавливается на кронштейнах, которые крепятся к ребрам жесткости внутри шкафа.
Во всех реконструируемых шкафах КРУ применяется простая и надежная блокировка выключателя BB/TEL с использованием блокиратора оригинальной конструкции, не допускающего манипулирования с ножами разъединителей (заземлителей) при включенном положении выключателя.
В состав поставляемого комплекта входят:
1 — выключатель вакуумный BB/TEL;
2 — блок управления выключателем;
3 — уголки крепления выключателя;
4 — кронштейны крепления выключателя;
5 — кнопка ручного отключения (она же — указатель «ВКЛ — ОТКЛ»);
6 — блокиратор;
7 — клеммная колодка для подключения ко вторичным целям КРУ;
8 — тяга с пластмассовым шарниром для соединения кнопки с валом выключателя;
9 — комплект жгутов;
10 — шины для подсоединения к главным цепям КРУ;
11 — комплект крепежных изделий;
12 — документация (инструкция по монтажу, схема подключения выключателя, описание блокировки).
Примеры реконструкции станционарных шкафов КРУ с применением выключателей BB/TEL:
КРН-Ш. Выключатель крепится на сварных треугольных кронштейнах. Тяга устанавливается с той стороны выключателя, где расположена рукоятка совмещенных приводов шинного и линейного разъединителей.
КСО-272. Кронштейны крепления выключателя устанавливаются на боковые ребра жесткости шкафа. Используются две тяги, шарнирно связан-
Рис. 4.7.2. Комплект адаптации для КРУ стационарного типа:
1— устройство блокирующее; 2— кронштейны крепления выключателя;
3 — пульт управления; 4 — уголки выключателя; 5 — клеммная колодка WAGO;
б — тяга; 7 — фланец; 8 — кнопка ручного отключения (указатель «ВКЛ—ОТКЛ»);
9 — табличка «ВКЛ-ОТКЛ»; 10 — скоба крепления жгута к выключателю;
11 — комплект маркированных кабелей с деталями крепления; 12 — опора удлинителя вала; 13 — удлинитель вала со втулкой; 14 — уголок
ные с выходом вала выключателя с двух сторон. Каждая тяга выходит на кнопку. Устанавливаются два блокиратора, которые блокируют пружинные фиксаторы линейного и шинного разъединителей.
МКФН, Выключатель устанавливается полюсами вниз и крепится к раме демонтированного масляного выключателя. Чтобы обеспечить выход ручного отключения к рукоятке ручного привода разъединителя используется специальный удлинитель вала.
Выкатной элемент КРУ с вакуумным выключателем. Выкатные элементы типа ВЭ/TEL с вакуумным выключателями ВВ/ TEL применяются в составе новых проектов комплектных распредустройств типа:
К-104М — производства ОАО Московский завод «Электрощит»;
К-59 — производства АО «Самарский завод «Электрощит»;
КМВ — производства Ишлейского завода высоковольтной
аппаратуры;
КРУН-6(10)Л — производства Люберецкого электромеханического завода.
Выкатной элемент ВЭ/TEL с выключателем BB/TEL на номинальный ток 630-800 А и номинальный ток отключения 20 кА.
Размеры выкатного элемента ВЭ/TEL совпадают с аналогичными размерами выкатных элементов с выключателями ВК-10 (ВКЭ-10). Выкатные элементы ВЭ/TEL поставляются потребителю в полностью собранном и отрегулированном виде, поэтому службе потребителя остается лишь вкатить этот выкатной элемент в ячейку КРУ и состыковать разъемы жгутов вторичных цепей выключателя с ответными частями разъемов релейного отсека шкафа КРУ.
Схема соединения вторичных цепей выкатного элемента ВЭ/TEL с выключателем BB/TEL и блоком управления BU/TEL-220-05 согласована с ведущими КРУ строительными заводами (МЭЩ, СЭЩ, ЗЗВА).
Схема соединения вторичных цепей выкатного элемента ВЭ/TEL с выключателем BB/TEL и приводом БУ/ТЕЕ-220-10 повторяет схему выкатного элемента с выключателем ВК-10 или ВКЭ-10.
Для выкатного элемента ВЭ/TEL с выключателем BB/TEL и приводом БУ/ТЕЕ-220-10 предусмотрена установка привода выключателя как в релейном отсека шкафов КРУ, так и на выкатном элементе.
Модернизация выдвижных элементов. Монтажный комплект деталей (комплект адаптации) предназначен для модернизации выкатных элементов КРУ путем замены маломасляных выключателей серии ВМП (ВМП-10П, ВМП-ЮК, ВМП-ЮКу, ВМПЭ-10, ВМПП-10) на вакуумные выключатели серии BB/TEL. Простота и универсальность комплекта позволяют легко ус
тановить выключатели BB/TEL на выдвижном элементе КРУ серий К-ХП, К-XIII, K-XXVI, К-37, КРУ2-10, КР-10/500.
При модернизации КРУ используются элементы ошиновки и втычные контакты главных цепей демонтированного выключателя ВМП, его рама, а также сохраняются механизмы доводки и фиксации выдвижного элемента.
После монтажа выключателя BB/TEL, выкатной элемент сохраняет свои габаритные и присоединительные размеры.
Выдвижные элементы (далее ВЭ) предназначены для коммутации электрических цепей в нормальных и аварийных режимах в шкафах комплектных распределительных устройств внутренней и наружной установки номинальным напряжением до 10 кВ трехфазного переменного тока частотой 50 Гц для систем с изолированной нейтралью (табл. 4.7.1).
ВЭ предназначены для использования в шкафах КРУ серий К-59, К-104М, КМ-1М, КМ-1Ф, КМВ, КРУН-6(10)Л, К-20ЭП, выпускаемых в настоящее время, а также для замены маломасляных выключателей типа ВК-10, ВКЭ-10 в ранее выпускавшихся КРУ серий К-47. К-49. КМ-1 и в шкафах КРУ вышеперечисленных серий.
ВЭ серии ВЭ/TEL изготавливаются в климатическом исполнении У2(3) по ГОСТ 15150-69 и рассчитаны для работы в следующих условиях:
» высота над уровнем моря — до 1000 м;
» верхнее значение температуре окружающего воздуха в КРУ — +55 °C; » нижнее значение температуры окружающего воздуха в КРУ — -40 °C;
Таблица 4.7.1. Основные технические характеристики ВЭ/ТЕЬ-10
Параметры ВЭ/ТЕЫО-20/630 B3/TEL-10-20/1000 B3/TEL-10-20/1600
Применяемый тип выключателя BB/TEL-10-20/630 BB/TEL-10-20/1000 BB/TEL-10-20/1600
Номинальное напряжение, кВ 10 10 10
Наибольшее напряжение, кВ 12 12 12
Номинальный ток, А 630 1000 1600
Номинальный ток отключения, кА 20 20 20
Габаритные размеры, мм:
высота 1158 (1168) 1158 (1168) 1158 (1168)
ширина 640 (660) 640 (660) 640 (660)
глубина 626 626 626
Масса, не более, кг 112 115 125
» среднемесячное значение относительной влажности окружающего воздуха 80% при температуре +20 °C;
» окружающая среда невзрывоопасная, не содержающая газов и паров, вредных для изоляции, не насыщенная токопроводящей пылью в концентрациях, снижающих параметры выключателя, тип атмосферы II, промышленная по ГОСТ 15150-69.
Технические характеристики КРУ/TEL:
Номинальное напряжение, кВ 10
Номинальный ток отклонения, кА 20
Наибольшее рабочее напряжение, кВ 12
Номинальный ток присоединения, А 400
Номинальный ток сборочных шин, А 800
Испытательное напряжение 50 Гц, 1 мин., кВ 42
Масса КРУ, кг для 3-х присоединений 130
для 4-х присоединений 170
Габаритные размеры, мм ширина 170xN+140
глубина 550
высота 1400
Степень защиты низковольтного и высоковольтного отсека 1Р-61
Степень зашиты кабельного отсека 1Р-41
4.7.2. Модернизация КРУ типа CSIM1-20/350
В конце 70-х гг. в рамках производственной кооперации стран СЭВ с ГДР было создано КРУ типа CSIM1-20/350 укомплектованное маломасля-ным выключателем для широкого применения энергоснабжения промышленных предприятий, собственных нужд электростанций, системных распределительных подстанций.
Вариант замены установленного изготовителем маломасляного выключателя на вакуумный BB/TEL иллюстрируется рисунком. Поскольку зачастую КРУ типа CSIM1-20/350 (рис. 4.7.3) не имеет цепей оперативного напряжения, проектом такой модернизации предусматривается установка трансформаторов напряжения типа ОЛС-Ю или ВНВП-10 на выкатные элементы вводных ячеек.
Примечание. Вариант замены установленного изготовителем маломасляного выключателя на вакуумный BB/TEL иллюстрируется рисунком. Поскольку зачастую КРУ типа CSIM1-20/350 не имеет цепей оперативного напряжения, проектом такой модернизации предусматривается установка трансформаторов напряжения типа ОЛС-10 на выкатные элементы вводных ячеек.
Рис. 4.7.3. Модернизация выдвижного элемента КРУ типа CSIM1-20/350
Модернизация КРУ типов К-104, КМ-1, КМ-1Ф и КРУН К-47, К-59.
Используемый в составе КРУ К-104, КМ-1, КМ-1Ф и КРУН К-47, К-59 маломасляный выключатель колонкового типа ВК-10 характеризуется всеми недостатками, присущими малонаполненным выключателям (необходимость замены масла, техническое обслуживание, низкий механический ресурс).
В целях модернизации к поставке предлагаются выкатные элементы тележки) с выключателями BB/TEL для вышеназванных типов КРУ и КРУН.
Один из возможных вариантов такой модернизации для КРУ К-104 приведен на рис. 4.7.4.
Модернизация КРУ типа К-37. Замена масляного выключателя на вакуумный может быть произведена и для КРУ типа К-37.
На сегодняшний день установленные в них выключатели типов ВМПЭ-10 и ВМПП-10 уже выработали свой ресурс, а остальные элементы конструкции, как правило, находятся в хорошем состоянии.
Пример применения вакуумного выключателя BB/TEL на выкатном элементе для КРУ серии К-37 показан на рис. 4.7.5.
Рис. 4.7.4. Модернизация КРУ типов К-104, КМ-1, КМ-1Ф и
КРУН К-47, К-59
Рис. 4.7.5. Замена выключателя на вакуумный в КРУ типа К-37
Модернизация КРУ серий K-XII, K-XXVI приведена на рис. 4.7.6 и 4.7.7.
Модернизация КРУ-6(10) кВ серии К-ШУ и К-У1У. Модернизация находящихся в эксплуатации КРУ-6(10) кВ серии К-ШУ и К-У1У осуществляется путем замены выкатных элементов с масляными и выключателями ВМГ-10, ВМП-10К, ВМПЭ-10 на выкатные элементы с современными выкуумными выключателями ВВТЭ-М-10 и BB/TEL-10 (рис. 4.7.8).
Модернизация КРУ-6(10) кВ серии КРУ2-10 (Запорожского завода высоковольтной арматуры). Модернизация находящихся в эксплуатации КРУ-6(1О) кВ серии КРУ2-10 осуществляется путем замены выкатных элементов с масляными выключателями ВМГ-10, или ВМП-10К, или ВМПЭ-10 на выкатные элементы с современными вакуумными выключателями ВВТЭ-М-10 или ВБЧЭ-10 (рис. 4.7.9).
Рис. 4.7.6. Модернизация КРУ типов К-ХП, K-XXVI
Рис. 4.7.7. Выкатной элемент К-ХП и K-XXVI с вакуумным выключателем
1 — выключатель ВВТЭ-М-10;
2 — каркас; 3 — изолятор опорный;
4 — подвижный контакт; 5 — ограничитель перенапряжения (ОПН);
6 — фасадный лист
Рис. 4.7.8. Выкатной элемент К-ШУ и К-У1У с вакуумным выключателем:
1 — выключатель ВВТЭ-М-10;
2 — каркас; 3 — изолятор опорный;
4 — втычной контакт; 5 — изолятор проходной; 6 — ограничитель перенапряжения (ОПН)
Рис. 4.7.9. Выкатной элемент КРУ2-10 с вакуумным выключателем:
1 — выключатель ВВТЭ-М-1О-2О/63О(1ООО); 2 — каркас;
3 — изолятор опорный; 4 — втычной контакт; 5 — фасадный лист; 6 — ограничитель перенапряжения
4.7.2. Модернизация КСО и КРУ стандартного типа
Монтажный комплект адаптации предназначен для модернизации камер КСО и шкафов КРУ стционарного типа: КСО-266, КСО-272, КСО-285, КСО-292, КСО-2200, КРН-Ш, KPH-IV, КРУН МКФН, КРУН К-VI.
Установка выключателя по всем разработанным предприятием проектам выполняется без сварочных работ. Выключатель устанавливается на кронштейнах, которые крепятся к ребрам жесткости внутри шкафа.
Во всех реконструируемых шкафах применяется простая и надежная блокировка выключателя BB/TEL с использованием блокиратора оригинальной конструкции, не допускающего манипулирования с ножами разъединителей (заземлителей) при включенном положении выключателя.
Краткая последовательность модернизации КСО-266 (рис. 4.7.10):
1. Произвести демонтаж масляного выключателя с рамой и приводом,
2. Произвести предварительную разметку на предмет выхода тяги в соответствии с указаниями чертежа
3. Установить кронштейны ИТЕА.301561.008 на раму камеры.
4. Выключатель серии TEL крепить к кронштейнам.
5. По необходимости, тягу блокирующего устройства, обращенную к кнопке выключателя можно нарастить.
6. Шины устанавливаются по месту. Длина шин: к разъединителю — Зх(0,8 м); к трансформаторам тока и проходному изолятору — Зх(0,8 м).
Краткая последовательность модернизации КСО-272 (рис. 4.7.11) такая же как и для КСО-266.
Технология модернизации КРН—3 (рис. 4.7.12):
1. Произвести демонтаж масляного выключателя с рамой и приводом
2. Произвести разметку и установить уголок 50x50x5 на переднюю стенку. На уголки установить кронштейны крепления выключателя. Установить выключатель, тягу, кнопку включения выключателя. Установить блокирующее устройство таким образом, чтобы исключить возможность одновременного оперирования кнопкой и фиксатором привода ПР10.
3. В различных исполнениях КРУ КРНЗ может возникнуть необходимость блокировать левый привод разъединителя и (или) нижний. Это вызовет необходимость установки тяги с противоположной стороны выключателя и кнопки, и дополнительно блокирующих устройств.
4. Шины: к трансформаторам тока — 3x1,2 м; к проходным изоляторам — 3x0,6 м.
Рис. 4.7.10. КСО-266 с ВВ/ТЕЕ-10-Х/800-УХЛ2: а — КСО; б — схема работы блокировок: 1 — шины АД31 6x60 НД ГОСТ 15176-89;
2— кронштейн ИТЕА745412.008; 3 — кнопка ИТЕА742224.003; фланец ИТЕА742222.001;
4 — жгуты по ИТЕА.674512.004МЭ; блокирующее устройство ИТЕА.304281.002;
5 — блок управления ИТЕА.301613.008; скоба ИТЕА745412.003;
6 — пульт ИТЕА.735412.001; лампа ТЛЗ-З-1, лампа ТЛО-3-1(в патронах АСГЛ), кнопки КЕО11-90 КЕО11-88; 7 — клеммная колодка на 30 контактов;
8 — тяга ИТЕА.715114.003; вилка ИТЕА.751746.001; наконечник ИТЕА.716332.001, 9 — выключатель серии TEL;
Модернизация пунктов секционирования К-102, К-108 (рис. 4.7.13)
Одним из реальных способов существенно сократить перерывы в электроснабжении сельских потребителей было и остается секционирование магистральных и разветвленных радиальных ЛЭП в сочетании со средствами релейной защиты, автоматики и телемеханики. В настоящее время в эксплуатации находятся 18 тысяч пунктов секционирования К-102, К-108. Низкое значение предельного тока отклонения (2...4 кА) и недостаточная надежность работы, обусловленные выключателями типа ВВВ-10, ограничивают дальнейшее применение КРУ данного типа.
Замена ранее применяемого выключателя ВВВ-10 на выключавтель вакуумный серии TEL в К-102, К-108 позволяет не только в 3 раза и более увеличить предельное значение отключаемого и в 2 раза номинального токов, но и существенно повысить надежность электроснабжения сельских потребителей.
Модернизация КРУН типа К-У1У. На тяговых подстанциях городского и железодорожного транспорта широкое распространение получили КРУН типа К-У1У. Однако укомплектованные масляными выключателями типов ВМПП-10 и ВМПЭ-10, КРУН донного типа характеризуются теми же недостатками которые обусловлены масляными выключателями в других комплектных распредустройствах. Пример модернизации шкафа К-У1У путем применения вакуумного выключателя BB/TEL представлен на рис. 4.7.14.
1200
Рис. 4.7.11. КРУ КСО-272 с ВВ/ТЕЕ-10-Х/-УХЛ2: а — КСО; б — схема работы блокировок: 1 — жгуты по ИТЕА.674512.004МЭ;
2 — блок управления ИТЕА.301613.008; скоба ИТЕА.745412.003;
3 — кнопка ИТЕА.742224.003; фланец ИТЕА.742222.001; 4 — блокирующее устройство ИТЕА.304281.002;
5 — тяга ИТЕА.715114.003; вилка ИТЕА.751776.001; наконечник
ИТЕА.716332.001;
6 — выключатель серии TEL; 7 — кронштейн ИТЕА.301561.003; (скобы ИТЕА.745412.002; косынка ИТЕА.741151.002; косынка ИТЕА.741151.008);
8 — клеммная колодка на 30 контактов; 9 — пульт ИТЕА.735412.001; лампа ТЛЗ-З-1; лампа ТЛО-3-1 (в патронах АСГЛ); кнопки КЕО11-90 и КЕО11-88
вкл.
откл.
Рис. 4.7.11. Окончание
На рис. 4.7.15 приведены штепсельные контакты первичных цепей некоторых КРУ.
В табл. 4.7.2 указаны комплекты деталей для модернизации различных выключателей, которые производит Чебоксарский электромеханический завод запасных частей «Энергозапчасть», бетэловые резисторы — ОПТП «Энерготехпром».
Более подробный перечень мероприятий по модернизации в соответствии с данными табл. 4.7.2 был приведен в Сборнике директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР, электротехническая часть (М. : Энергоиздат, 1985 г.).
В отношении коммутационной способности модернизированные выключатели соответствуют ГОСТ 687-78.
В комплект деталей, предназначенных для модернизации воздушных выключателей, входят комплекты дугогасительной камеры и отделителя; в комплект деталей для модернизации масляных выключателей входят дугогасительные камеры и решетки, шунтирующие резисторы, контакты.
Модернизация выключателя МКП-35-1500 позволяет увеличить его коммутационный ресурс.
ШС — шунтирующее сопротивление (проволочное), РБШН — бетэло-вый резистор на основе пекового кокса, РШ-2 — то же на основе сажи.
Рис. 4.7.12. КРУ серии КРН-3 с BB/TEL-10-Х/800 с БУ: а — общий вид:
1 — выключатель BB/TEL-10-Х/800 УХЛ2; 2 — уголок 50x50x5 длиной 600 мм;
3 — тяга ИТЕА.715114.003, ИТЕА.716332.001, ИТЕА.751746.001;
4 — кронштейн ИТЕА.301561.004; 5 — клеммная колодка на 30 контактов;
6 — жгуты по ИТЕА.674512.004 МЭ; 7 — пульт ИТЕА.735412.001; лампа
ТЛО-3-1; лампа ТЛЗ-З-1 (в патронах АСГЛ); кнопки КЕО11-90 и КЕО11-88;
8 — блок управления ИТЕА.301613.008; скоба ИТЕА.745412.003;
б — эскиз, поясняющий работу блокировок:
1 — кнопка ИТЕА.742224.003; 2 — кнопка выключателя (ИТЕА.742224.003, ИТЕА.742222.001); 3 — блокирующее устройство ИТЕА.304281.002
1200
a
вкл. откл.
Рис. 4.7.12. Окончание
Должно быть К-102 и К-108 с выключателем BB/TEL
Рис. 4.7.13. Модернизация пунктов секционирования К-102, К-108:
1 — вакуумный выключатель BB/TEL; 2 — трансформатор тока; 3 — разрядник; 4 — изолятор проходной; 5 — трансформатор напряжения;
б — блок с аппаратами РЗ и А; 7 — привод выключателя
Имеется
К - 102 и К - 108 с выключателем
ВВВ-10
980
700
Рис. 4.7.14. Модернизация выдвижного элемента КРУН К-У1У
Рис. 4.7.15. Штепсельные контакты первичных цепей КРУ:
1,3 — опорный и проходной изоляторы; 2 — неподвижный контакт;
4 — фиксирующая прокладка; 5 — натяжная гайка; 6 — пружина;
7 — контактная пластина; 8 — шпилька
Таблица 4.7.2. Модернизация выключателей с повышением коммутационной спосбности
Тип выключателя Номинальный ток отключения, кА Условное обозначение комплекта деталей для модернизации Шунтирующий резистор
ДО модернизации после модернизации
Воздушные выключатели ВВН-110-6 18 25,0 31,5 35,5 М-1-2/1-ВВН-110-25 М-1-2/1ВВН-11О31,5 М-1-2/ 1-ВВН-110-25 шс-зоо РБШН-6-31,5; РШ-2-ВВН-110-31,5 РШ-2-ВВН-110-35,5
ВВШ-110 25 35,3 М-1-2/1-ВВН-110-25 РШ-2-ВВН-110-35,5
ВВН-154-8 18 31,5 35,5 М-1-2/1-ВВН-15431.5 М-42-ВВН-154-35,5 РБШН-8-31,5; РШ-2-ВВН-154-31,5
ВН-220-10 18 25,0 26,2 31,5 35,5 М-1-ВВН-22О-25 М1-2/ 1-ВВН-22О31,5 М-1-2/1-ВВН-220-31.5 М-1-2/1-ВВН-22О-25 ШС-300 РБШН-10-26,2 РБШН-12-31,5; РШ-2-ВВН-10-31.5 РШ-2-ВВН-220-Ю-35.5
ВВН-220-15 20 31,5 40 М-2-2/1-ВВН-220-31.5 М-2-2/1-ВВН-22040 РБШН-15-31,5; РШ-2-ВВН-22О-15-31,5 РБШН-17-40; РШ-2-ВВН-220-15-40
ВВН-330-15 20 30 31,5 35,5 M-1-BBH330-30 М-1-2/1-ВВН-330-31.5 М-1-2/ 1-ВВН-330-30 РБШН-18-31,5 РШ-2-ВВН-330-31.5
ВВ-330 20 31,5 31,5 35,5 M-l-BB-330-31,5 М-2-2/1-ВВ-330-31.5 М-1-2/2-ВВ-330-31,5 РБШН-18-31,5 РШ-2-ВВН-330-31.5
ВВ-500 20 31,5 M-l-BB-500-31,5 —
Масляные выключатели ВМ-35, ВМД-35, ВБ-35, ВБД-35, ВТД-35 6,6 12,5 M-l-BM-35-12,5
МКП-35-1000 16 25,0 М-1-МКП-35-25 —
МКП-35-1500 25 25,0 М-1-МКП-35-25 —
МКЛ-160 13,2 20,0 М-1-МКП-110-20 —
МКП-110 18,4 25,0 31,5 М-1-МКП-110-25 М-ЬМКП-110-31,5
МКЛ-110-5 25 35,5 М-1-МКП-110-35,5 —
МКП-220-3,5 9 25,0 М-1-МКП-220-25 —
МКП-220-5 13,2 25,0 М-1-МКП-220-25 —
МКП-220-7 18,4 25,0 М-1-МКП-220-25 —
У-220-10 25 35,5 М-2-У-220-35.5 —
4.8. Контактность коммутационных аппаратов
4.8.1. Коммутирующие контакты и их материалы
Электрические аппараты. Устройства, предназначенные для управления электрическими сетями и установками, называются электрическими аппаратами.
В электроустановках распределительных устройств широко применяют контакты и контактные соединения различного типа.
Электрический контакт — это место перехода тока из одной токоведущей детали в другую. Контактирование — наличие электрического контакта.
Контакт-деталь представляет собой токоведущую деталь устройства, с помощью которой осуществляется коммутация, т.е. процесс замыкания, размыкания или переключения электрической цепи. Существует также понятие «контактный узел» — конструкционный узел устройства, осуществляющий контакт электрической цепи. Под контактным соединением понимают контактный узел, образующий замкнутый контакт
Контактные соединения бывают разборные (винтовые, болтовые), неразборные (сварные, паяные и клепаные), разъемные и неразъемные.
По исполнению различают контакты точечные, линейные, поверхностные, стыковые, притирающиеся, скользящие, катящиеся, перекатывающиеся, клиновые, втычные, жидкостные, по выполняемым функциям — неразмыка-емые, коммутирующие, замыкающие, размыкающие, переключающиеся без разрыва цепи тока, дугогасительные.
Контакт-детали (в дальнейшем просто контакты) разделяют на подвижные, неподвижные, плоские, цилиндрические, конические, сферические, прямоугольные, квадратные, круглые, металлокерамические, биметаллические, композиционные, а контактные узлы — на рычажные, мостиковые, торцевые, розеточные, кольцевые, пакетно-пластичные, роликовые и врубные
Требования, предъявляемые к электрическим аппаратам, чрезвычайно разнообразны и зависят от назначения, условий применения и эксплуатации аппарата. Кроме специфических требований, относящихся к данному аппарату, все электрические аппараты должны удовлетворять некоторым общим требованиям:
1. Каждый электрический аппарат при работе обтекается каким-то рабочим током, при этом в токоведущих частях выделяется определенное количество теплоты и аппарат нагревается. Температура не должна превосходить некоторого определенного значения, устанавливаемого для данного аппарата и его деталей.
2. В каждой электрической цепи может быть ненормальный (перегрузка) или аварийный (короткое замыкание) режим работы. Ток, проте
кающий по аппарату в этих режимах, весьма заметно (в 50 и более раз) превышает номинальный или рабочий ток. Аппарат подвергается в течении определенного времени чрезмерно большим термическим и электродинамическим воздействием тока, однако он должен выдерживать эти воздействия без каких-либо деформаций, препятствующих дальнейшей его работе.
3. Каждый электрический аппарат работает в цепи с определенным напряжением, где возможны также и перенапряжения. Однако электрическая изоляция аппарата должна обеспечивать его надежную работу при заданных значениях перенапряжений.
4. Контакты аппаратов должны быть способны включать и отключать все токи рабочих режимов, а многие аппараты — также и токи аварийных режимов, которые могут возникнуть в управляемых и защищаемых цепях,-
5 К каждому электрическому аппарату предъявляются те или иные требования по надежности и точности работы, а также по быстродействию.
6. Любой электрический аппарат должен по возможности иметь наименьшие габариты, массу и стоимость, быть простым по устройству, удобным в обслуживании и технологичным в производстве.
Перечисленные требования обусловлены назначением электрических аппаратов и воздействием окружающей среды.
Контакты являются важными элементами любой электроустановки, влияющими на ее нагрузочную способность, надежность работы и экономичность. Плохие контакты бывают часто причиной тяжелых аварий в распределительных устройствах. Так, недовключение ножа разъединителя может привести к неполнофазному режиму в сети и выходу из строя оборудования, особенно электродвигателей. Некачественное соединение шин или проводников может вызвать повышение температуры в месте контакта, искрение, возникновение дуги, а в итоге пожар или взрыв в РУ.
Из-за недовключения контакта масляного выключателя возникает электрическая дуга, загорается масло и происходит взрыв выключателя.
Рассмотренные примеры приводят к выводу, что контакты и контактные соединения необходимо выполнять не только качественно, но в процессе эксплуатации осуществлять постоянный контроль и уход за ними.
Для повышения термической стойкости размыкающие контакты в электрических аппаратах облицовывают металлокерамикой — особым типом термически стойкого проводника, образованного соединением под большим давлением и при высокой температуре (1200 °C) хорошо перемешанных порошков меди и вольфрама или меди и молибдена.
Основными характеристиками контактов являются их электрическое сопротивление и термическая стойкость, т.е. отсутствие сваривания или нарушения функционирования при прохождение больших токов.
Электрическое сопротивление контакта RK складывается из сопротивления контакт-деталей /?к.д и переходного сопротивления (Як = Дк.д+Дкп), причем сопротивление Rm зависит от числа контактных точек (площадок) на контактных поверхностях или от отношения проводящей контактной поверхности к кажущейся. С увеличением давления на контактные поверхности число контактных точек растет и переходное сопротивление контакта падает (в процессе эксплуатации оно может меняться в широких пределах).
Причинами повреждений контактов могут быть механические воздействия (вибрация), ослабление давления, перекосы и недовключения в разъемных контактах, окисление, разрушение и др.
В эксплуатации качество контакта в основном определяется по его температуре при токах нормального режима и продолжительных максимальных токах. Для надежной работы электроустановок важное значение имеет качество контакта или контактного соединения при его вводе в эксплуатацию после монтажа или ремонта. При этом чем меньше переходное сопротивление контакта, тем более стабильно он работает в дальнейшем.
Для контактного соединения согласно ГОСТ и ПУЭ нормируется начальное электрическое сопротивление, или так называемый коэффициент дефектности KR (отношение падения напряжения на участке проводника длиной 0,7...0,8 м, включающем зону контактного сопротивления, к падению напряжения на прилегающем целом участке такого же проводника при прохождении по ним одинакового тока). Для болтовых опрессованных контактных соединений Кл < 1,2.
Электрические аппараты выпускаются в открытом и защищенном исполнении для работы на постоянном и переменном токе. По напряжению различают аппараты до 1000 В и выше 1000 В, по назначению — включающие (для включения и отключения электрических цепей), пускорегулирующие (для пуска и регулирования частоты вращения, тока и напряжения электрических машин), защитные (отключающие электрические цепи и машины при возникновении токов перегрузки, коротких замыканиях, изменении напряжения) и контролирующие (для наблюдения за параметрами электрической цепи; при их нарушении подается импульс на сигнальные приборы или отключающие аппараты).
Кроме того, электрические аппараты разделяют на однополюсные и трехполюсные, с гашением электрической дуги в масле, деионной решетке или газовой среде, а по способу действия — на электромагнитные, индукционные и тепловые.
По роду установки выключатели разделяют для внутреннего и наружного использования, а также для комплектных РУ, по степени быстродействия на отключение — на сверхбыстродействующие (менее 0,06 с), быстродействующие (от 0,06...0,08 с), ускоренного действия (от 0,08...0,12 с) и небыстродействующие (свыше 0,12 с).
По принципу работы электрические аппараты могут быть подразделены на контактные и бесконтактные. Первые имеют подвижные контактные части, и воздействие на управляемую цепь осуществляется путем замыкания или размыкания этих контактов. Бесконтактные аппараты не имеют коммутирующих контактов. Эти аппараты осуществляют управление путем изменения своих электрических параметров (индуктивность, емкость, сопротивление и т.д.)
Контактные аппараты могут быть автоматические и неавтоматические. Автоматические — это аппараты, приходящие в действие от заданного режима работы цепи. Неавтоматические — это аппараты, действие которых зависит только от воли оператора. Они могут управляться дистанционно или непосредственно (рукой, ногой).
По конструкционным особенностям и способу гашения дуги в сети 6 кВ и выше различают силовые выключатели масляные, электромагнитные, вакуумные, автогазовые, элегазовые, воздушные. К особой группе относят выключатели нагрузки, рассчитанные на отключение только токов нормального режима электроустановок, или отделители, которые отключаются только в межтоковую паузу.
4.8.2. Электродинамические силы между параллельными и взаимно перпендикулярными проводниками
Между проводниками с током возникают электродинамические силы воздействия (рис. 4.8.1).
Полную силу F взаимодействия между двумя параллельными с током проводниками 1 и 2 получим после интегрирования dFdx по всей длине проводника 1:
Считая точки i, и i2 неизменными по всей длине проводника, уравнение (4.8.1.) можно переписать в виде произведения членов:
Рис. 4.8.1. К определению электродинамической силы между взаимно параллельными проводниками
Первый член этого выражения зависит только от значения токов. Второй член зависит только от взаимного геометрического расположения проводников и представляет собой безразмерную величину. Эту величину часто называют коэффициентом контура, который обозначим буквой с. Тогда
F=ci^ (4.8.3)
т.е. сила взаимодействия между двумя проводниками, обтекаемыми токами ц и z2, пропорциональна произведению этих токов (квадрату тока при ц = z2) и зависит от геометрии проводников.
Подставив в (4.8.3) значение ц.о=4я-1О~7и вычисляя силу в ньютонах, получим
F=l(F7z1z2c. (4.8.4)
Расчет электродинамических сил по изменению запаса электромагнитной энергии контуров. Электромагнитное поле вокруг проводников и контуров с током обладает определенным запасом энергии. Электромагнитная энергия контура, обтекаемого током i,
W=I^- (4.8.5)
Электромагнитная энергия двух контуров, обтекаемых токами ц и z2,
;2 -2
W=Li-^+L2^+Miii2, (4.8.6)
где Li, £2 — индуктивности контуров; М — взаимная индуктивность контуров.
Всякая деформация контура (изменение расположения отдельных его элементов или частей) или изменение взаиморасположения контуров приводят к изменению запаса электромагнитной энергии. При этом работа сил в любой системе равна изменению запаса энергии этой системы:
Fdx=dW, (4.8.7)
здесь dW — изменение запаса энергии системы при деформации системы в направлении х под действием силы F.
На указанном законе (4.8.7.) и основан второй метод определения электродинамических сил в контуре. Электродинамическая сила в контуре или между контурами, действующая в направлении х, равна скорости изменения запаса энергии системы при деформации ее в том же направлении:
На рис. 4.8.2. приведены часто встречающиеся в аппаратах формы перпендикулярно расположенных проводников, например в рубильниках, мостиковых контактных системах и многих других аппаратах и узлах.
а б
Рис. 4.8.2. К определению электродинамической силы между перпендикулярно расположенными проводниками
Произведя расчеты, аналогичные предыдущим (первый метод), получим следующие выражения для сил, действующих на проводник 1:
по рис. (4.8.2, а) при Л—>°о
F=l(T7z2ln- (4.8.9)
г
и при h конечном
Г=10Л21п------. а/г „; (4.8.10)
l+-Jl+(a//z)2
по рис. 4.8.2, б сила будет соответственно в два раза большей:
F=210-7z2lny; (4.8.11)
(4-812)
Моменты относительно точки 0, действующие на проводник Z(/z—>оо): по рис. 4.8.2, а
Л/0=Ю"7 i2(a-r); (4.8.13)
Л/о =10-7z2a(ln°~r+г). (4.8.14)
Момент относительно точки 0ь действующий на половину проводника 1 (рис. 4.8.2, б)
М01=10Л’2^(1п£-Л). (4.8.15)
Ylka^s1+2Х[О^ Fk, Л^г, Zksa
(4.8.16)
где J и Ji — плотности токов на участках с сечениями s и соответственно; F и Fi — охлаждающие поверхности проводника на единицу длины участках сечениями s и Si соответственно; X — коэффициент теплопроводности fcT — коэффициент теплоотдачи; р — удельное сопротивление;
а-
Превышение температуры вдоль проводника с сечением s определяется уравнением
J2ps J2ps. -ах
Т’=-&+,Т'--&е <4-817’
Уравнения (4.8.16) и (4.8.17) могут быть также использованы для определения превышения температуры в контактах. В этом случае надо в (4.8.16) произведение J^pliSi заменить произведением /2/?пер (Кпер — переходное сопротивление контакта) и принять F{ = 0.
Уравнение (4.8.16) тогда перепишется так:
Tk 2А.5О
(4.8.18)
Распределение температуры вдоль контакта определиться кривой на рис. 4.8.3. б.
Рис. 4.8.3. Распределение температуры по проводнику переменного сечения (а) и в контактном соединении (б)
Потери, приходящиеся на единицу объема катушкиопределяются по формуле:
где Р — мощность, выделяемая в катушке; Хэкв — эквивалентный коэффициент теплопроводности; h, r\, r2 — геометрические катушки.
Для катушек из круглого изолированного проводника
^экв=0,6Хи^. (4.8.19)
Для катушек из прямоугольного проводника
А'экв=А'и^+25 (4.8.20)
В этих формулах: А.ч — коэффициент теплопроводности материала изоляции проводника; d — диаметр проводника без изоляции; а и b — размеры проводника без изоляции соответственно в направлении оси катушки и в направлении радиуса катушки; 5 — толщина изоляции.
Рост единичных мощностей ряда промышленных и судовых установок потребовал создания малогабаритных выключателей (неавтоматические, автоматические и быстродействующие) на токи до 25 кА. В химической и алюминиевомагниевой промышленности для целей электролиза требуются аппараты на токи до 50 кА, а в перспективе — до 100 кА. Выключатели турбо- и гидрогенераторов на 500 и 1000 МВт должны выполняться на токи 25...50 кА. Для целей поверхностной закалки при частоте до 10000 Гц требуются аппараты на 2...3 кА. Указанные и многие другие аппараты, выполненные без искусственного охлаждения, имели бы практически неприемлемые габариты. Наиболее целесообразным здесь оказывается жидкостное, в частности водяное, охлаждение токоведущих частей.
Применение непосредственного водяного охлаждения (вода пропускается через полые проводники) позволяет во много раз повысить токовую нагрузку проводников. Воздух при скорости 50 м/с может отвести с поверхности 1 м2 при разности температур Ат = 1°С количество теплоты, равное 0,16 Дж/с, вода при скорости 2 м/с и прочих равных условиях — 3,2 Дж/с, т.е. в 20 раз больше.
Теплоотводящие свойства воды также выше, чем у трансформаторного масла.
Водяное охлаждение в электрических аппаратах осуществляется либо при помощи трубок, помещенных внутрь токоведущих частей (залитые, впаянные, вваренные и т.п.), либо токоведущие детали выполняются полыми. Охлаждающаяся жидкость протекает через эти полости или трубки. Рассмотрим общие закономерности теплоотвода от токоведущих частей при жидкостном охлаждении.
В случае, когда температура 02 полого проводника (рис. 4.8.4) выше температуры окружающей среды 0Ь выделяемые в нем тепловые потери будут отводиться от внутренней поверхности протекающей жидкостью и от наружной его поверхности окружающим воздухом. Учитывая, что теплоемкость и теплопроводность охлаждающей жидкости много выше, чем у воздуха, общая картина распределения температур в сечении, перпендикулярном оси проводника, может быть представлена схемой рис. 4.8.4, а.
При жидкостном охлаждении может иногда оказаться, что температура проводника будет ниже температуры окружающего воздуха.
4.8.3. Электродинамические силы в кольцевом витке и между кольцевыми витками
В кольцевом витке (рис. 4.8.5) с током i возникают радиальные силы /R, стремящиеся увеличить его периметр, т.е. разорвать виток. Если считать, что сечение проводника не деформируется, то общая радиальная сила, действующая на виток, будет:
f. dL
2 dR'
На единицу длины витка приходится сила:
f =Л_
Jr 2nR'
(4.8.21)
(4.8.22)
Для того чтобы найти силу FR, стремящуюся разорвать виток, необходимо проинтегрировать проекции радиальных сил, действующих на четверти
Рис. 4.8.5. К определению электродинамической силы между расположенных по кругу проводников
витка. На элемент окружности витка 7?d(p действует сила Подстанции. Распределительные пунктыПодстанции. Распределительные пункты /R/?d<p, проекция которой на ось х равна /R/?d<p costp, откуда
71/2 '2 ИТ
Fr= \fRRCos^d^=fRR=~^~ (4.8.23) о
4.8.4. Дребезг контактов и способы борьбы с ним
Процесс дребезга при соударении контактов может быть представлен следующим образом. В момент t = 0 произошло соприкосновение контактов, в цепи появился ток, напряжение на контактах упало до нуля и началось смятие материала и торможение контакта. В точке В подвижный контакт остановился. Началось упругое восстановление материала контактов и обратное движение подвижного контакта. Если бы материал был абсолютно упругим, то контакт восстановился бы до первоначального, практически же будет наблюдаться некоторая остаточная деформация Упругое восстановление материала контактов прекратилось, но подвижный контакт входит и под действием контактной пружины снова замыкается. Происходит повторное смятие материала и его восстановление, и так — несколько раз с затухающей амплитудой.
Если хк>хд (хк — амплитуда колебаний контакта; хЛ — величина упругой деформации; х0— остаточная деформация), то произойдет разрыв цепи со всеми вытекающими последствиями. Такой дребезг является опасным.
Если же хк<хд, то, несмотря на наличие дребезга контактов, разрыва цепи не произойдет, износа контактов не будет. Такой дребезг является неопасным.
Применяемые контактные материалы обладают достаточной упругостью, поэтому даже теоретически избежать дребезга контактов при их замыкании невозможно. В таком случае необходимо конструировать аппараты и их коммутирующие контакты так, чтобы дребезг контактов был неопасным. Амплитуду хк необходимо всемерно снижать. Время дребезга не должно превосходить 0,5... 1 мс.
Максимальное значение амплитуды колебаний контакта для поворотной системы с рычажным контактом определяется формулой
^I2a%+(l-k)^—la0 l+2/yfl-k
(4.8.24)
где I — встроенная длина контакта пружины; do — первоначальный угол сжатия пружины; k — коэффициент восстановления, характеризующий упругие свойства материала; J — момент инерции подвижного контакта; со — угловая скорость подвижного контакта в момент удара; с — жесткость пружины.
Коэффициент восстановления для некоторых материалов:
Медь — 0,95
Латунь — 0,87
Железо — 0,75
Поделочная сталь — 0,5
Увеличение начального сжатия пружины или, что то же самое, увеличение начального нажатия Рн, а также увеличение жесткости с контактной пружины ведут к снижению амплитуды дребезга. При этом большее влияние на амплитуду дребезга оказывает начальное нажатие. Увеличение тягового момента М, так же как и увеличение угловой скорости со, ведут к повышению амплитуды дребезга.
Таким образом, снижение дребезга контактов при замыкании и получение их замыкания без дребезга могут достигаться за счет увеличения начального нажатия и жесткости пружины, уменьшения массы подвижных контактов и скорости их замыкания.
Для снижения дребезга при замыкании применяют также искусственные меры, основанные главным образом на компенсации отбрасывающих усилий, возникающих при соударении контактов.
Компенсация отбрасывающих усилий может быть осуществлена за счет использования части кинетической энергии всей подвижной системы аппарата, как это показано на рис. 4.8.6. В момент касания контактов происходит остановка мостикового контакта. Все другие детали подвижной системы стремятся к отбросу. При соответствующем подборе параметров системы сжимающих пружин, можно достигнуть существенного снижения вре
мени дребезга контактов и замыкания без дребезга.
Пример другого способа компенсации отбрасывающих усилий при соударении контактов приведен на рис. 4.8.7. Здесь между мостиковым контактом и ведущей траверсой помещается вкладыш из специального пористого материала (вроде пористой или губчатой резины). При ударном сжатии в момент касания контактов противодействующие усилия вкладыша весьма велики. Они препятствуют отбросу контактов. Дребезг снижается.
Снижение износа при замыкании может быть достигнуто за счет применения параллельных контактов. Здесь каждым из контактов включается часть тока. Вследствие разновременного размыкания контактов при их дребезге, на размыкающем контакте не возникает дуги, что также приводит к снижению износа.
Для снижения и устранения дребезга, вызываемого ударом в магнитной системе, последнюю амортизируют.
Повышению коммутационной износостойкости мостиковых контактов способствует одновременность касания обоих контактов мостика Достигнуть этого можно при самоустанавливающемся мостиковом контакте. Будучи зажат между двумя сферическими поверхностями, мостиковый контакт после некоторого числа включений принимает положение, при котором достигается одновременное касание контактов
Рис. 4.8.6. Компенсация отбрасывающих усилий в контактах при замыкании за счет кинетической энергии деталей подвижной системы
1 — контактная пружина;
2 — амортизирующая пружина;
3 — контактная обойма;
4 — мостиковый контакт;
5 — неподвижный контакт; б — тяга
Рис. 4.8.7. Компенсация отбрасывающих усилий в контактах при их замыкании при помощи пористой резины
1 и 7 — неподвижный контакт; 2 — вкладыш — специальная пористая резина;
3 — контактная пружина; 4 — мостиковый контакт; 5 — якорь;
6 — дугогасйтельная решетка; 8 — стальные направляющие для подвижной головки; 9 — сердечник электромагнита; 10 — основание стальное;
11 — токоподвод к катушке — разъемный пружинный контакт; 12 — катушка
4.8.5. Допустимая температура нагрева контактов и её контроль
Тугоплавкие металлокерамические накладки изготавливают из порошка тугоплавкого вольфрама (или рения) и хорошо проводящих металлов (серебра или меди).
Под действием электрической дуги металлокерамические накладки не повреждаются, металл с их поверхности не разбрызгивается. Переходное сопротивление металлокерамических контактов обычно не ухудшается.
Качество любого контактного соединения помимо свойств металла, из которого выполнены контактные поверхности, зависит от способа обработки соединяемых поверхностей и силы, сжимающей их. Чистота обработки поверхностей влияет на переходное сопротивление главным образом в области малых нажатий. С увеличением нажатия чистота обработки сказывается меньше. Большие сжимающие силы (если они не превышают так на
зываемых критических значений) обеспечивают более низкие переходные сопротивления. При усилиях, больших критических, контактные поверхности искривляются, появляется текучесть металла шин, шайб, гаек и сопротивление контакта начинает возрастать. Чтобы не превысить критических значений таких сил, болты зажимов затягивают ключом с регулируемым моментом.
Надёжность контактных соединений оценивается числом выявленных в процессе эксплуатации дефектных контактов.
Показатели, характеризующие исправное состояние контактов.
Электрический ток в цепи нагревает проводники и контакты. Количество теплоты, выделяющееся в контактном соединении, пропорционально квадрату тока и значению переходного сопротивления. Чем больше выделяется теплоты, тем выше температура контакта. При длительном прохождении номинального тока температура нагрева контактов не должна превышать предельных значений. За расчётную температуру окружающего воздуха принято +35 °C. Температура элемента аппарата 0 складывается из температуры окружающей среды 60 и превышения температуры т, т.е. 0 = 0о+т.
По конструкции контактные соединения выполняют таким образом, чтобы переходное сопротивление участка цепи, содержащей контакт, было меньше сопротивления участка целого провода такой же длины. Благодаря этому при хорошем контактном соединении температура его нагрева 0К всегда меньше температуры целого проводника 0П. Отношением этих величин можно характеризовать дефектность контакта /Сдаф= 0К /0П. Температуры следует измерять в период максимальных нагрузок.
В эксплуатации дефектность контактных соединений определяют измерением падения напряжения на участке цепи, содержащем контактное соединение, при прохождении по контакту рабочего тока или измерения переходного соединения контакта. В первом случае измерения производят под рабочим напряжением измерительной штангой с укреплённым на ней милливольтметром. Измеряют падение напряжения Д(7К на участке, содержащем контактное соединение, и падение напряжения Д£7П на участке такой же длинны целого провода. Во втором случае сопротивление контакта 7?к и провода Rn измеряют на отключённом и защемлённом участке цепи при помощи микроомметра
Дефектность контактного соединения устанавливается следующими .. &UK „•« _ RK
отношениями: Лдеф-д^у " и лдеф ~~р—. Если состояние контакта хорошее, то коэффициент дефектности Л^ф, АГдеф, К^<1. При коэффициенте дефектности больше единицы контакт считается дефектным и подлежит замене
или ремонту.
Состояние контактных соединений коммутационных аппаратов оценивается абсолютными значениями их сопротивлений, которые не должны превышать нормируемых значений.
Измерение температуры и контроль нагрева контактных соединений. При обслуживании подстанций оперативный персонал ведёт контроль за состоянием контактных соединений, как правило, по степени их нагрева в периоды прохождения максимальных токов нагрузки. Двумя другими методами (измерения падения напряжения и переходного сопротивления) пользуется ремонтный персонал. Правильность отбраковки дефектных контактов этими методами выше, чем при измерении температуры нагрева контакта
Измерение температуры нагрева контакта производится переносным электротермометром или при помощи термосвеч, которые позволяют лишь ориентировочно определить степень нагрева. Переносной электротермометр, предназначенный для измерений на токоведущих частях напряжением до 10 кВ, представляет собой компактный неравновесный мост, в одно плечо которого включён медный термометр сопротивления, а в диагональ — микроамперметр. Для питания моста применяется сухая батарейка. Прибор крепиться на изолирующей штанге. При измерении головку датчика температуры прибора прислоняют к месту измерения температуры.
Степень нагрева контактных соединений можно также контролировать с помощью термоплёночных указателей в закрытых РУ и термоуказателей однократного действия с легкоплавким припоем — на открытых РУ.
Для определения нагрева контактных соединений термоплёнка в виде узких полосок наклеивается на контролируемое контактное соединение. В зависимости от температуры цвет термопленки меняется: при температуре до 70 °C термоплёнка имеет красный цвет, выше 70 °C — тёмно-красный цвет, выше 100 °C — черный цвет. При 120 °C пленка разлагается, становится грязно-желтой и теряет способность восстанавливать свой первоначальный цвет. На открытых РУ, где изменение цвета термоплёнки наблюдать трудно из-за значительных расстояний (по сравнению с закрытыми РУ), применяются термоуказатели однократного действия с легкоплавким припоем. Термоуказатель представляет собой два конца медной проволоки, спаянные между собой легкоплавким припоем с различным содержанием свинца, висмута, олова. Припой имеет температуру плавления от 95 до 160 °C. Один свободный конец проволоки закрепляется под болт контактного соединения, а другой сворачивается в кольцо, которое служит сигнальным флажком. При температуре контактного соединения равной или больше температуры плавления припоя, которым спаяны проволоки, сигнальный флажок отпадает. По отпавшим флажкам судят о степени нагрева контактного соединения. При применении этих термоуказателей возможно их ложное срабатывание при коротких замыканиях.
Контроль температуры контактных соединений с помощью приборов, чувствительных к инфракрасному излучению. Применение традиционных способов и приборов контроля состояния контактных
соединений в электроустановках не всегда удобно в эксплуатации по ряду соображений: из-за необходимости отключения электроустановок на время измерения переходного сопротивления контактов; по требованиям техники безопасности: из-за недостаточной точности измерений, выполняемых под напряжением
В настоящее время существуют приборы, измеряющие уровень инфракрасного излучения нагретого контакта и позволяющие дистанционно с безопасного расстояния и без снятия напряжения с электроустановки определять температуру контактного соединения. В качестве таких приборов используются тепловизоры и пирометры (радиометры). Эти приборы работают на основе приема инфракрасного (ИК) излучения от исследуемого объекта и преобразования его в электрический сигнал. Этот сигнал после соответствующих преобразований может поступать в зависимости от конструкций (ЭЛТ), на экране которой можно видеть картину исследуемого контактного соединения; на прибор, по показаниям которого можно определить температуру нагрева (определяется как разность между температурой воздуха и проводника (контакта).
Тепловизионный контроль нагрева контактов. При тепловизионном контроле электрооборудования и ВЛ следует применять тепловизоры с разрешающей способностью не хуже 0,1 °C предпочтительно со спектральным диапазоном 8...12 цм.
Применение пирометрических приборов допускается при контроле теплового состояния контактных соединений ошиновки электроустановок 0,4-35 кВ и щеточных аппаратов вращающихся машин. При этом должно обращаться внимание на правильность выбора угла визирования пирометрического прибора.
Применяются следующие понятия:
превышение температуры — разность между измеренной температурой нагрева и температурой окружающего воздуха;
избыточная температура — превышение измеренной температуры контролируемого узла над температурой аналогичных узлов других фаз, находящихся в одинаковых условиях;
коэффициент дефектности — отношение измеренного превышения температуры контактного соединения к превышению температуры, измеренному на целом участке шины (провода), отстоящем от контактного соединения на расстоянии не менее 1 м;
контакт — токоведущая часть аппарата, которая во время операции размыкает и замыкает цепь или в случае скользящих или шарнирных контактов сохраняет непрерывность цепи;
контактное соединение — токоведущее соединение (болтовое, сварное, выполненное методом обжатия), обеспечивающее непрерывность токовой цепи.
Оценка теплового состояния электрооборудования и токоведущих частей в зависимости от условий их работы и конструкции может осуществляться: по нормированным температурам нагрева (превышениям температуры), избыточной температуре, коэффициенту дефектности, динамике изменения температуры во времени, с изменением нагрузки, путем сравнения измеренных значений температуры в пределах фазы, между фазами, с заведомо исправными участками и т.п.
Предельные значения температуры нагрева и её превышения приведены в табл. 4.8.1.
Для контактов и болтовых контактных соединений нормативами табл. 4.8.1 следует пользоваться при токах нагрузки (0,6...1,0)/ ном после соответствующего пересчёта.
Пересчёт превышения измеренного значения температуры к нормированному осуществляется из соотношения
где Д7\ом — превышение температуры при / ном; КТ рг6 — то же при / ра6.
Телевизионный контроль электрооборудования и токоведущих частей при токах нагрузки 0,3/ ном и ниже не способствует выявлению дефектов на ранней стадии их развития
Для контактов и болтовых контактных соединений при токах нагрузки (0,3...0,6)/ ном оценка их состояния проводиться по избыточной температуре. В качестве норматива используется значение температуры, пересчитанное на 0.5 / ном.
Для пересчёта используется соотношение:
где КТ05 — избыточная температура при токе нагрузки 0,5 /ном.
При оценке состояния контактов и болтовых контактных соединений по избыточной температуре и токе нагрузки 0,5 /ном различают следующие области по степени неисправности.
Избыточная температура 5...10 °C.
Начальная степень неисправности, которую следует держать под контролем и принимать меры по её устранению во время проведения ремонта, запланированного по графику.
Избыточная температура 10...30 °C.
Развившийся дефект. Принять меры по устранению неисправности при ближайшем выводе электрооборудования из работы.
Таблица 4.8.1. Допустимые температуры нагрева
Контролируемые узлы Наибольшее допустимое значение температуры, °C
нагрева превышения
Токоведущие (за исключением контактов и контактных соединений) и нетоковедущие металлические части:
неизолированные и не соприкасающиеся с изоляционными материалами 120 80
изолированные или соприкасающиеся с изоляционными материалами классов нагре-востойкости по ГОСТ 8865-93:
У 90 50
А 100 60
Е 120 80
В 130 90
F 155 115
Н 180 140
Контакты из меди и медных сплавов:
без покрытий, в воздухе/в изоляционном масле 75/80 35/40
с накладными серебряными пластинами, в воздухе/в изоляционном масле 120/90 80/50
с покрытием серебром или никелем, в воздухе / в изоляционном масле 105/90 65/50
с покрытием серебром толщиной не менее 24 мкм 120 80
с покрытием оловом, в воздухе/в изоляционном масле 90/90 50/50
Контакты металлокерамические вольфрамо-и молибденосодержащие в изоляционном масле:
на основе меди/на основе серебра 85/90 45/50
Аппаратные выводы из меди, алюминия и их сплавов, предназначенные для соединения с внеш ними проводниками электрических цепей:
без покрытия 90 50
с покрытием оловом, серебром или никелем 105 65
Болтовые контактные соединения из меди, алюминия и их сплавов:
без покрытия, в воздухе/в изоляционном масле 90/100 50/60
Продолжение табл. 4.8.1
Контролируемые узлы Наибольшее допустимое значение температуры, °C
нагрева превышения
покрытием оловом, в воздухе/в изоляционном масле; 105/100 65/60
с покрытием серебром или никелем, в воздухе/изоляционном масле Предохранители переменного тока на напряжение 36 В и выше: 115/100 75/60
соединение из меди, алюминия и их сплавов в воздухе без покрытий/с покрытием оловом
разъёмным контактным соединением, осуществляемым пружинами; 75/95 35/55
разборным соединением (нажатие болтами или винтами), в том числе выводы предохранителя 90/105 50/65
металлические части, используемые как пружины из меди 75 35
из фтористой бронзы и аналогичных сплавов 105 65
Изоляционное масло в верхнем слое коммутационных аппаратов Встроенные трансформаторы тока: 90 50
обмотки — 10
магнитопроводы — 15
Болтовое соединение токоведущих выводов и вводов в масле/в воздухе — 85/65
Соединения устройств РПН силовых трансформаторов из меди, её сплавов и медесодержащих композиций без покрытия серебром при работе на воздухе/в масле:
с нажатием болтами или другими элементами, обеспечивающими жесткость соединения — 40/25
с нажатием пружинами и самоочищающиеся в процессе переключения — 35/20
с нажатием пружинами и не самоочищающиеся в процессе переключения — 20/10
Токоведущие жилы силовых кабелей в режиме длительном/аварийном при наличии изоляции:
из поливинилхлоридного пластика и полиэтилена 70/80 —
Околнчание табл. 4.8.1
Контролируемые узлы Наибольшее допустимое значение температуры, °C
нагрева превышения
из вулканизирующегося полиэтилена 90/130 —
из резины 65/— —
из резины повышенной теплостойкости 90/— —
с пропитанной бумажной изоляцией при вязкой/обеднённой пропитке и номинальном напряжении, кВ: 1 и 3 80/80
6 65/75 —
10 60/— —
20 55/— —
35 50/— —
Коллекторы и контактные кольца, незащищённые и защищённые при изоляции классов на-гревостойкости: А/Е/В 60/70 80
F Н — 90/100
Подшипники скольжения/качения 80/ 100 —
Примечание. Данные, приведенные в таблице, применяют в том случае, если для конкретных видов оборудования не установлены другие нормы.
Избыточная температура более 30 °C
Аварийный дефект Требует немедленного устранения
Оценку состояния сварных и выполненных обжатием контактных соединений рекомендуется производить по избыточной температуре или коэффициенту дефектности.
Внеочередной ИК-контроль электрооборудования РУ всех напряжений производится после стихийных воздействий (значительные ветровые нагрузки, землетрясения, сильный гололёд и т.п.).
Объем тепловизионного контроля контактов и контактных соединений приведен в табл. 4.8.2.
Оценка внутреннего состояния ввода выключателя или трансформатора. Проверка отсутствия короткозамкнутого контура в расширителе ввода производиться у маслонаполненных герметичных вводов серии ГБМТ-220/2000.
Таблица 4.8.2. Объем тепловизионного контроля контактов и контактных соединений выключателей
Тип выключателя Измеряемый контактный узел Предельная температура нагрева* Точка контроля
Масляные выключатели серий ВМП-10 Шина — токоведущий вывод Вывод — гибкая связь Гибкая связь — свеча Шина — нижний контакт бака Дугогасительная камера 90... 105 °C Болтовое контактное соединение соответствующего узла Поверхность корпуса выключателя в зоне размещения дугогасительной камеры
Маломасляные (110 кВ и выше) серий ВМТ.МГ-110 и им подобные Шина — токоведущий вывод Токопровод неподвижного контакта к фланцу выключателя Роликовый токосъём Дугогасительная камера 90... 105 °C Болтовое контактное соединение узла Верхний фланец выключателя Поверхность фарфоровой покрышки в зоне размещения токосъема и дугогасительной камеры
Баковые масляные Шина — токоведущий вывод Дугогасительная камера 90... 105 °C Болтовое контактное соединение узла Поверхность бака выключателя в зоне размещения дугогасительной камеры
Воздушные Шина — токоведущий вывод Токоведущие соединения модулей ВВ Дугогасительная камера, отделитель 90... 105 °C 90... 105 °C Болтовое контактное соединение соответствующего узла Поверхность изоляционной покрышки цилиндра в зоне размещения контактов
Элегазовые Рабочие и дугогасительные контакты * То же
Вакуумные То же * — » —
* Оценка состояния осуществляется путем сравнения измеренных значении температур на поверхности баков (покрышек) фаз выключателей. Не должны иметь место локальные нагревы в точках контроля
Нагрев поверхности корпуса расширителя ввода не должен отличаться от нагрева вводов других фаз.
Проверка состояния внутренних контактных соединений ввода производится путём измерения температур по высоте ввода у маслобарьерных вводов ПО кВ, 220 кВ конденсаторных негерметичных вводов ПО кВ, 220 кВ и 500 кВ.
Маслонаполненный ввод не должен иметь локальных нагревов в зоне расположения контактных соединений.
Проверка состояния верхней части остова ввода производится у маслонаполненного ввода негерметичного исполнения.
Маслонаполненный ввод не должен иметь резкого изменения температурных нагревов по высоте покрышки по сравнению с вводами других фаз. Указанное может быть следствием опасного понижения уровня масла во вводе или увлажнения (зашламления) верхней части остова.
Выводы вводов. Предельные значения температуры нагрева ввода из меди, алюминия и их сплавов, предназначенных для соединения с внешними проводниками, не должны превышать данных, приведённых см. в табл. 4.8.1.
4.8.6. Материалы для контактов
От материала контакта в сильной степени зависят его срок службы и надежность работы. К этим материалам предъявляются следующие основные требования: они должны обладать высокой электрической проводимостью и теплопроводностью, быть устойчивыми против коррозии и иметь токопроводящую окисную пленку, быть дугостойкими, т.е. иметь высокую температуру плавления и испарения, быть твердыми, механически прочными и легко поддаваться механической обработке, иметь невысокую стоимость. Перечисленные требования противоречивы, и почти невозможно найти материал, который удовлетворял бы всем этим требованиям
Для контактных соединений применяются следующие материалы.
Медь. Удовлетворяет почти всем выше перечисленным требованиям, за исключением коррозионностойкости. Окислы меди имеют низкую проводимость. Медь — самый распространенный контактный материал, использует ся как для разборных, так и для коммутирующих контактов. В разборных соединениях применяют антикоррозионные покрытия рабочих поверхностей. Медь может использоваться и для дугогасительных контактов.
При малых контактных нажатиях (Р < 3 Н) применение медных контактов не рекомендуется
Серебро. Очень хороший контактный материал, удовлетворяющий всем требованиям, за исключением дугостойкости при значительных токах. При
малых токах обладает хорошей износостойкостью. Окислы серебра имеют почти такую же проводимость, как и чистое серебро. Серебро применяется для главных контактов в аппаратах на большие токи, для всех контактов продолжительного режима работы, в контактах на малые токи при малых нажатиях (контакты реле, контакты вспомогательных цепей). Серебро обычно применяется в виде накладок — вся деталь выполняется из меди или другого материала, а на рабочей поверхности контакта приваривается серебряная накладка.
Алюминий. По сравнению с медью обладает значительно меньшей проводимостью и механической прочностью. Образует плохо проводящую твердую окисную пленку, что существенно ограничивает его применение. Может использоваться в разборных контактных соединениях (шинопроводы, монтажные провода). Для этого контактные рабочие поверхности серебрятся, меднятся или армируются медью. Следует, однако, иметь в виду невысокую механическую прочность алюминия, вследствие чего соединения могут со временем ослабнуть и контакт нарушится.
Для коммутирующих контактов алюминий непригоден.
Платина, золото, молибден. Применяются для коммутирующих контактов на очень малые токи при малых напряжениях. Платина и золото не образуют окисных пленок. Контакты из этих металлов имеют малое переходное сопротивление.
Вольфрам и сплавы из вольфрама. При большой твердости и высокой температуре плавления обладают высокой электрической износостойкостью. Вольфрам и сплавы вольфрам-молибден, вольфрам-платина, вольфрам -платина-иридий и другие применяются при малых токах для контактов с большой частотой размыкания При средних и больших токах они используются в качестве дугогасительных контактов на отключаемые токи до 100 кА и более.
Металлокерамика — механическая смесь двух почти не сплавляющихся металлов, получаемая методом спекания смеси их порошков или пропиткой одного расплавом другого. При этом один из металлов имеет хорошую проводимость, а другой обладает большой механической прочностью, является тугоплавким и дугостойким. Металлокерамика, таким образом, сочетает высокую дугостойкость с относительно хорошей проводимостью. Наиболее распространенными композициями металлокерамики является: серебро-вольфрам, серебро-молибден, серебро-никель, серебро-окись кадмия, серебро-графит, серебро-графит-никель, медь-вольфрам, медь-молибден, и др. Применяется металлокерамика в качестве дугогасительтных контактов (композиции с серебром в основном для переменного тока) на средние и большие отключаемые токи, а также как главные контакты на номинальные токи до 600 А.
Материалы, применяемые в аппаратостроении, могут быть разбиты на следующие группы:
• проводниковые — главным образом медь, сталь, алюминий, латунь;
• магнитные — различного рода стали и сплавы — для магнитопроводов;
• изоляционные — для электрической изоляции токоведущих частей друг от друга и от заземленных частей;
• дугостойкие изоляционные — асбест, керамика, пластмассы — для дугогасительных камер;
• сплавы, обладающие высоким удельным сопротивлением — для изготовления различных резисторов;
• контактные — серебро, медь, металлокерамика — для обеспечения нормальной электрической износостойкости контактов;
• биметаллы — применяются в автоматических аппаратах, используя линейное удлинение различных металлов при нагревании током;
• конструкционные — металлы, пластмассы, изоляционные материалы для придания аппаратам и их деталям тех или иных форм и для изготовления деталей, преимущественным назначением которых является передача механических усилий
Свойства металлов, сплавов и металлокерамических материалов приведены в табл. 4.8.3...4.8.6.
Технический прогресс в аппаратостроении в значительной степени зависит от качества перечисленных материалов.
4.8.7. Формы коммутирующих контактов
Электрические аппараты состоят из отдельных деталей и проводников, электрически соединенных между собой. Место перехода тока из одной токоведущей детали в другую называют электрическим контактом. (контакт).
Деталь, осуществляющую контакт, называют контактом-деталью. Наличие электрического контакта (само явление) называют контактированием.
Размеры площадок контактирования пропорциональны силе, сжимающей детали, и зависят от сопротивления смятию материала деталей. Если две детали контактируют в одной площадке, то ее размер в первом приближении
q=~, (4.8.27)
о
где Р — сила, сжимающая детали; и — временное сопротивление материала смятию. Если детали контактируют в т площадках, то размер каждой опре-
Таблица 4.8.3. Применение материалов в контактах
Материалы Маломощные контакты (/<5А) Мощные контакты (/>5A)
Чистые материалы Pt, Au, Ir, Pd, Ag, W, Cr Cu, Ag, W, Cd
Сплавы Ag-Au, Ag-Pt, Ag-Pd, Au-Ni, Au-Zr, Au-Ag-Pt, Pt-Ir, Pt-Ru, Pd-Ir Ag-Cd, Cu-Pd, W-Mo
Металлокерамика Ag-Mo, Ag-CuO Ag-CdO, Cu-W, Ag-Ni, Ag-W, Ag-C, Ag-CuO
Таблица 4.8.4. Свойства контактных материалов (металлы)
Материал Удельное электрическое сопротивление, Ом-м Температура, °C Напряжение, В Теплота, кДж/кг
размягчения К к S е К к к Ф Е S размягчения к к Е Ф § i к S 1 сваривания (в воздухе) К к S § i испарения
Платина 10,510“8 540 1773 4400 0,25 0,65 1,5 0,4 114 2400
Золото 2,2- 10’8 100 1063 2973 0,08 0,43 0,9 0,43 626 1870
Индий 5,510® — 2450 5300 — — — — 109 —
Палладий 10,8- 10’8 — 1554 400 — 0,57 1,3 — 151 —
Серебро 1,610’8 180 960 2000 0,09 0,37 0,68 0,24 104 2320
Вольфрам 5,5-10’8 1000 3390 5930 0,4 1,1 2,1 1,1 192 5000
Медь 1,7510’8 190 1083 2600 0,12 0,43 0 79 0,43 205 4780
Графит 700-10’8 — 3650 4830 2 5 — — — 14000
Алюминий 2,910 10 е 150 658 2300 0,1 0,3 — 0,3 406 9360
Галлий 53,410’8 — 30 2227 — — — — 80 4250
Кадмий 7,510'8 — 321 765 — 0,15 — 0,15 55 90
Молибден 5,2-10’8 900 2620 4800 0,25 0,75 1,1 — 210 6600
Никель 8-10’8 520 1452 2730 0,22 0,65 — 0,65 305 5830
Олово 1210’8 100 232 2270 — — — 0,63 59 1140
Цинк 6,1 10 s 170 410 906 0 1 0,17 — 0,17 100 1800
Железо 10 10’8 500 1540 2740 0,21 0,6 — 0,35 267 6680
Хром 20 10’8 — 1615 2200 — — — — 134 —
Ртуть 9410’8 — 38,7 357 — — — — 86 2350
Тантал 14-10’8 800 2996 4100 0,3 1,0 — — 17,4 4180
Рутений 7,1610’8 — 2500 4900 — — — — 96 —
Индий 8,2-10’8 — 156 2097 — — — — 28,4 2020
Окись кадмия 600-10’8 — — 900 — — — — — —
g Таблица 4.8.5. Свойства сплавов, применяемых в контактах
Состав сплава Содержание компонентов, % Плотность, кг/м3 Удельное электрическое сопротивление, Ом-м Удельная теп- Число Бринелля Пределы дугообра-зования Коэффициент эрозии, 10-3мм3/Кл Температура, °C
§ 1 § 1 с X
и, В /,А
Серебро — медь 97/3 10500 1.8-10’8 390 40 — — — 900 2200
Серебро — медь 50/50 9700 2,1-Ю’8 340 70 — — — 730 2200
Серебро — золото 90/10 11400 3,6-Ю’8 196 23 11 0,25 1,1/15 — —
Серебро — золото 20/80 16500 9,410"8 25 14 0,4 — 1035 2200
Серебро — золото — палладий 30/30/ 30 12900 22-Ю’8 14 65 — — — 940 950
Серебро — кадмий 95/25 10450 2,95-10“8 35 — — — 940 950
Серебро — кадмий 80/20 10100 5.7-10’8 60 10 0,3 — 875 906
Серебро — палладий 95/5 10500 3,8-Ю’8 26 — — 0,15/15 — —
Серебро — палладий 40/60 11400 4210-8 220 — — 0,5 — 1330 2200
Серебро — платина 95/5 10880 4,65-Ю’8 Ю 99 — — — — —
Серебро — платина 70/30 12540 20-Ю"8 170 — — — — —
Золото — никель 95/5 18240 12.3-10"8 100 15 0,38 — 990 —
Золото — палладий 99/1 19300 3.010-8 20 — — — — —
Золото — палладий 70/30 19900 34-1О-8 135 — — — — —
Золото — серебро — медь 70/20/10 14300 13-Ю’8 114 — — — — —
Золото — платина 93/7 19440 10,2-Ю’8 ю 40 — — — 1060 —
Подстанции. Распределительные пункты
Окончание табл. 4.8.5
Состав сплава Содержание компонентов, % Плотность, кг/м3 Удельное электрическое сопротивление, Ом-м Удельная теплопроводность, Вт/(м-°С) Число Бринелля Пределы дугообра-зования Коэффициент I £ о Температура, °C
1 g 1 с §
и, В /,А
Золото — серебро — никель 70/25/5 15400 11.8-10’8 80 80 — — — 1050 2200
Золото — серебро — платина 69/25/6 16100 14,9-108 55 112 — — — 1030 —
Палладий — медь 95/5 11400 21.6-10’8 — 60 — — — — —
Палладий — медь 60/40 10600 35-10’8 38 80 0,6 0,7 — — —
Палладий — серебро — кобальт 60/35/5 11100 40,8-Ю’8 — 192 — — — — —
Платина — молибден 90/10 20500 58,5-10“8 — 195 — — — 1800 —
Платина — вольфрам 95/5 21280 42-Ю"8 — 103 — — — 1850 —
Платина — никель 95/5 23000 20-10’8 — 135 — — 0,9 1700 —
Платина — родий 90/10 20000 19,2-Ю"8 — 90 — — — 1840 —
Платина — иридий 95/5 21500 Ю-Ю’8 42 130 20 1,1 1,0 1800 —
Вольфрам — молибден 95/5 — 6,5-Ю-8 — 280 — — — 3180 —
Вольфрам — родий 80/20 — 24-Ю"8 — 300 — — — — —
Медь — кадмий 91/1 8900 2,6-Ю’8 — 345 — — — — —
Латунь — 8500 7-Ю”8 38 90 — — — — —
Серебро — латунь 90/10 10100 1,8-Ю’8 — 90 — — — 961 2200
Серебро — латунь 60/40 9500 2,7-Ю’8 310 115 — — — 961 2200
4.8. Контактность коммутационных аппаратов
оо Таблица 4.8.6. Свойства металлокерамических материалов
Состав сплава Содержание компонентов, О/ /о Плотность, кг/м3 Удельное электрическое сопротивление, Ом-м Удельная теплопроводность, Вт/(м-°С) Пределы дуго-образования Температура, °C
К X 5 § К S X ф к к X
П, В /,А
Медь — графит 95/5 6500 4,3-10“8 — — — — —
Медь — вольфрам 80/20 9860 2,4-10'8 310 — — — —
Медь — вольфрам 40/60 13500 4,3-10~8 168 — — — —
Серебро — графит 99/1 10000 2-Ю'8 360 — — — —
Серебро — графит 97/3 9300 2,6-108 — — — — —
Серебро — молибден 90/10 10400 2-Ю'8 240 — — — —
Серебро — молибден 30/70 10280 3.6-10’8 228 — — 960 2200
Серебро — вольфрам 80/20 11500 1,8-10“° 320 16 017 961 2200
Серебро — вольфрам 50/50 13600 2,8-10“° 280 — — — —
Серебро — никель 90/10 10100 1,8-10“8 — — — — —
Серебро — никель 60/40 9500 3,5- 10 е 310 11 015 — —
Серебро — карбид вольфрама 70/30 12500 3-10'8 — 18 0,21 960 2200
Серебро — окись меди 90/10 9500 2,5-10“8 350 — — — —
Серебро — окись кадмия 95/5 10250 1,9- 10“8 380 — — 961 1390
Серебро — окись кадмия 85/15 9700 3,0-10“8 325 12 018 962 1390
Серебро — окись хрома 98/2 9900 2,8-10“8 — — — 980 2200
Серебро — кремний 98/5/1,5 10400 2,1-10“8 — — — — —
Подстанции. Распределительные пункте.
делится тем же уравнением, а размер общей площади будет равен сумме размеров отдельных площадок. В первом приближении силу сжатия для каждой площадки можно считать равной
Р=^. (4.8.28)
Соотношение (4.8.28) с достаточным приближением справедливо для некоторого значения силы Р. С ростом силы сжатия рост размеров площа-дцц соприкосновения замедляется, начинается усадка всей площади контакта. Отсюда следует, что увеличение силы нажатия контактов выше определенного предела нецелесообразно.
Тип контакта определяется его назначением, значениями тока и контактного нажатия, конструкцией контактного узла и всего аппарата. При этом следует всегда иметь в виду, что многоточечное контактирование обеспечивает более надежный контакт.
Зазор контактов представляет собой кратчайшее расстояние между разомкнутыми контактными поверхностями подвижного и неподвижного контактов. Зазор контактов обычно выбирается из условия гашения малых токов.
При работе контакты изнашиваются. Чтобы обеспечить надежное их соприкосновение на длительный срок, кинематика аппарата выполняется таким образом, что контакты соприкасаются раньше, чем подвижная система (система перемещения передвижных контактов) доходит до упора. Контакт крепится к подвижной системе через пружину. Благодаря этому после соприкосновения с неподвижным контактом подвижный контакт останавливается, а подвижная система продвигается еще вперед до упора, сжимая дополнительно при этом контактную пружину. Таким образом, если при замкнутом положении подвижной системы убрать неподвижно закрепленный контакт, то подвижный контакт сместится на некоторое расстояние, называемое провалом.
В прямоходовых контактных конструкциях (см. рис. 4.8.6) провал измеряется непосредственно, а в аппаратах поворотной системы (см. рис. 4.8.5) его определяют величиной зазора 5, контролирующего провал. Провал определяет запас на износ контактов при заданном числе срабатываний. При прочих равных условиях больший провал обеспечивает более высокую износостойкость, т.е. больший срок службы. Но больший провал, как правило, требует и более мощной магнитной системы.
Контактное нажатие — сила, сжимающая контакты в месте их соприкосновения. Различают начальное нажатие Ро в момент начального соприкосновения контактов, когда провал равен нулю, и конечное нажатие Рк при полном провале:
P0=cA/b Рк=Р0+сК12, (4.8.29)
где с — жесткость контактной пружины, т.е. значение силы в ньютонах, необходимое для сжатия пружины на 1 см; ДА — первоначальное сжатие пружины; Д/2 — дополнительное сжатие пружины при выборе провала.
По мере износа контактов уменьшается провал, а следовательно, и дополнительное сжатие пружины. Конечное нажатие приближается к начальному. Таким образом, начальное нажатие является одним из основных параметров, при котором контакт должен сохранять работоспособность.
Коммутирующие контакты — это те контакты, которые в процессе работы замыкают, размыкают или переключают цепь, в которой теВет или может протекать ток. Например, контакты выключателей, контакторов, рубильников и т.п.
По форме контактирования различают три типа контактов: точечный, линейный, поверхностный.
Точечный — контактирование обеспечено только в одной площадке — точке (рис. 4.8.8, а и г). Например, сфера — сфера, сфера — плоскость, конус — плоскость и т.д. Здесь условная и физическая картины контактирования совпадают.
Линейный — условное контактирование деталей происходит по линии (рис. 4.8.8, б и д). Например, цилиндр — цилиндр (по образующей), цилиндр — плоскость, виток — виток и т.д. Физическая картина контактирования будет представлена рядом площадок (минимум две), расположенными на линии
Поверхностный — условное контактирование происходит по поверхности (рис. 4.8.8, в), физическое — в ряде площадок (минимум 3), расположенных на этой поверхности.
а и г — точечный контакт; б и д — линейный контакт; в — поверхностный контакт
Контактные узлы на средние и большие токи могут быть подразделены на рычажные, мостиковые, врубные, роликовые, торцовые, розеточные и могут выполняться одноступенчатыми и многоступенчатыми.
Во многих аппаратах к контактам предъявляются противоречивые требования. Так, в автоматических выключателях контакты главной цепи (главные) должны обеспечивать продолжительное протекание номинальных токов во включенном положении, с одной стороны, и отключение без повреждения больших токов короткого замыкания — с другой. Для удовлетворения первого требования контакты должны иметь возможно меньше переходное сопротивление, не изменяющееся при окислении поверхности. Для удовлетворения второго требования следует применять дугостойкие контактные материалы.
4.8.8. Водоохлаждаемые контакты
При водяном охлаждении повышение токовой нагрузки на контакты приводит к соответствующему возрастанию падения напряжения в переходном сопротивлении контакта и резкому возрастанию превышения температуры площадки контактирования. Так, при увеличении нагрузки в 5...6 раз (а для водоохлаждаемых проводников допустимо еще большее увеличение нагрузки) падение напряжения в том же контакте может составить 80... 100 мВ и превышение температуры площадки контактирования над средней температурой контакта уже составит 140... 180 °C (рис. 4.8.9), тогда как средняя температура контакта будет невысокой
Казалось, что для охлаждения площадку контактирования следует располагать возможно ближе к поверхности, охлаждаемой водой. И действительно, по мере приближения площадки контактирования к охлаждаемой водой поверхности превышение температуры площадки над максимальной температурой Qomax охлаждаемой поверхности в районе контакта несколько уменьшается. Однако при этом сокращается поверхность наиболее интенсивной теплоотдачи (если Лп>/гь то и sn>s(, см. рис. 4.8.8). Последнее приводит к весьма интенсивному повышению температуры наиболее нагреваемой точки Qo max на охлаждаемой поверхности. В итоге температура площадки контактирования возрастает (см. рис. 4.8.8, в). Приближение площадки контактирования к охлаждаемой водой поверхности за некоторой границей не улучшает, а наоборот, ухудшает условия охлаждения. Увеличение расхода воды в таком случае не может заметно понизить температуру.
Таким образом, при повышении нагрузки и интенсивном охлаждении контактов водой можно создать такие условия, при которых контакты будут усиленно окисляться вблизи контактных точек или даже свариваться. Поэтому допустимую нагрузку на водоохлаждаемые аппараты следует определять не из условий нагревания контакта, а из условий допустимой температуры физической площадки контактирования. Средняя температура кон-
Рис. 4.8.9. Электромагнитные системы аппаратов:
а — клапанная, б — броневая, в — Ш-образная, г — открытый соленоидный электромагнит, д — с поворотным якорем, е — открытая с ферромагнитными токоведущими пластинами, ж — плоская для многоконтактных реле, 3 — с Z-образным якорем для реле защиты
такта не может служить критерием для определения допустимой нагрузки на контакты
В настоящее время не выработаны еще допустимые нормы нагревания водоохлаждаемых контактов и нагрузок на них. Однако имеющиеся опытные данные позволяют утверждать, что для серебряных контактов можно допустить нагрузки, при которых температура площадки контактирования QK не превосходит 200 °C. Превышение температуры водоохлаждаемых контактов следует определять не по отношению к воздуху, а по отношению к средней температуре охлаждающей воды Что же касается медных контактов, то их, по-видимому, не следует применять при водяном охлаждении по указанной выше причине.
Селективные автоматические выключатели отключаются с выдержкой времени, установка которой задается заранее и обеспечивается специальным механическим замедлителем расцепления
Расцепитель минимального напряжения срабатывает на отключение автоматического выключателя при исчезновении или сильном понижении напряжения в питающей сети. Уставка напряжения срабатывания регулируется натяжением пружины.
Заметим, что механизмы реальных автоматических выключателей отключаются более сложным устройством.
В электроустановках 0,4 кВ распределительных сетей нашли применение автоматические выключатели серий: А, АК, АЕ, АВ и др
4.8.9. Переходное сопротивление контакта
В зоне перехода тока из одного тела в другое имеет место относительно большое электрическое сопротивление, называемое переходным сопротивлением контакта.
Значение переходного сопротивления определяется выражением
(4.8.30)
где е — некоторая величина, зависящая от материала и формы контакта, способа обработки и состояния контактной поверхности; Р — сила, сжимающая контакты; п — показатель степени, характеризующий число точек соприкосновения.
С увеличением числа точек соприкосновения переходное сопротивление контакта уменьшается. В выражении (4.8.30) показатель степени принимают: для одноточечного контакта п = 0,5, для многоточечных — п = 0,7 (для линейного контакта п = 0.7...0.8, для поверхностного п = 1).
Значения величины е зависят от состояния поверхности контактов, характера их обработки и особенно от степени окисления. Для свежих, неокислен-ных и нормально обработанных одноточечных контактов (обработка на станке, окончательная отделка шлифным напильником и смазка вазелином) можно принимать следующие средние значения е в омах на корень квадратный из ньютона (Ом/Не-
Медь — 1,0-10"3 Алюминий — 1,6-10’
Серебро — 0,5-КГ3 Латунь — 6,7-10’
Олово — 5-Ю’3 Сталь — 76-1O’3
зависимость переходного сопротивления от контактного нажатия. Эта зависимость в соответствии с уравнением (4.8.3) представлена на рис. 4.8.10. Кривая 1 соответствует процессу возрастания контактного нажатия, кривая 2 — снижению нажатия. Различный ход кривых объясняется наличием остаточных деформаций отдельных бугорков, по которым происходило соприкосновение.
Следует отметить, что при одном и том же нажатии переходное сопротивление одного и того же контакта при каждом замыкании может быть разным и отличаться в достаточно широких пределах: в больших при ма-
Рис. 4.8.10. Зависимость переходного сопротивления от силы нажатия Р — сила, сжимающая детали;
So — площадь контакта до нажатия на него;
Si и S2 — площади контактов после нажатия; / — процесс возрастания контактного нажатия; 2 — снижение нажатия на контакт; Rmp — переходное сопротивление контакта.
лых нажатиях и в меньших при больших нажатиях (более 100 Н). Объясняется это тем, что число и размер площадок контактирования при каждом замыкании могут быть разными. Значение переходного сопротивления в зависимости от нажатия практически выражается не какой-то кривой, а областью, ограниченной двумя кривыми.
Зависимость переходного сопротивления от температуры. Как указано выше, переходное сопротивление контакта есть сопротивление металла проводника, поэтому оно должно в той же мере зависеть от температуры. Однако с увеличением температуры меняется структура бугорков и площадок соприкосновения за счет изменения удельного сопротивления смятию о. Поэтому температурный коэффициент здесь будет меньшим. Для 2 меди a]=ja и
^=4^1+5“®) (4-8'31)
С ростом температуры переходное сопротивление вначале растёт (участок / кривой на рис. 4.8.11). Затем при некоторой температуре (для меди и серебра) при том же нажатии увеличивается площадка контактирования, поэтому сопротивление (участок //) резко падает. В дальнейшем (участок ///) оно
е
Рис. 4.8.11. Зависимость переходного сопротивления от температуры: / — кривая роста переходного сопротивления с ростом температуры;
II — снижение переходного сопротивления с возрастанием силы нажатия на контакт; III — сила нажатия уравнивается (не растёт) и опять растёт величина переходного сопротивления; хотя и с ростом температуры;
IV — контакты свариваются и переходное сопротивление резко падает
снова возрастает линейно с ростом температуры, и при температуре плавления материала контакты свариваются, переходное сопротивление резко падает (участок IV).
Зависимость переходного сопротивления от давления для свежезащищённых контактов:
’ <4-8-32>
где т и К — см.табл. 4.8.5; Рк — нажатие контактов, Н.
Изменение переходного сопротивления от температуры
^с=^к[1+|(ат'Гкас)]> (4.8.33)
где ат — температурный коэффициент сопротивления материала контактов; ткас = Ткас - То — превышение температуры точки касания относительно тела контакта; R0K — переходное сопротивление контакта, определённое для температуры тела То.
Зависимость переходного сопротивления от состояния контактной поверхности. Шлифовка поверхностей не уменьшает, а наоборот, увеличивает переходное сопротивление по сравнению с обработкой напильником. При шлифовке бугорки на поверхности становятся более пологими и смятие их затрудняется.
Зависимость переходного сопротивления от свойств материала контакта. Переходное сопротивление чрезвычайно чувствительно к окислению поверхности ввиду того, что окислы многих металлов (в частности, меди) являются плохими проводниками. У медных открытых контактов вследствие их окисления с течением времени переходное сопротивление может возрасти в тысячи раз.
В процессе длительного пребывания под током на поверхности замкнутых контактов также возникают окисные, плохо проводящие ток пленки. Они проникают к площадкам контактирования и, увеличивая тем самым переходное сопротивление, могут вывести контакты из строя. Повышение температуры ускоряет рост поверхностных пленок и сокращает промежуток времени, приводящий к выходу контактов из строя. Повышение контактного нажатия, наоборот, затрудняет проникновение окисных пленок к площадкам контактирования, повышая тем самым срок службы контактов
Окислы серебра имеют электрическую проводимость, близкую к проводимости чистого серебра. При повышенных температурах окислы серебра разрушаются. Поэтому изменение сопротивления контактов из серебра, а также деформация материала в площадках контактирования происходит медленнее. Для медных контактов необходимо применять меры борьбы с окислением их рабочих поверхностей.
В разборных соединениях производят антикоррозионные покрытия рабочих поверхностей — серебрят, лудят, кадмируют, иногда никелируют и цинкуют. Применяют покрытие рабочих поверхностей нейтральной смазкой (например вазелином) после зачистки их напильником. После сборки контактного соединения швы должны быть заделаны (герметизированы) асфальтовым или эмалевым лаком.
Коммутирующие контакты, длительно работающие под током, не выключаясь, выполняются, как правило, из серебра или металлокерамик на основе серебра. Для медных контактов снижается значение тока нагрузки по сравнению с допустимым для 8-часового режима. Тем самым снижаются нагрев контактов и интенсивность их окисления. Если это допустимо по технологическим условиям, рекомендуется аппараты с медными контактами периодически, после 8...12 ч работы, отключать 2...3 раза под током и снова включать. Возникающая при отключении дуга сжигает окислы, и переходное сопротивление снижается. Во многих аппаратах (контакторы, автоматические выключатели) кинематическая схема предусматривает при замыкании некоторое проскальзывание одного контакта по другому. Образовавшаяся окисная пленка при этом стирается.
Материалы большей твердости имеют большее переходное сопротивление и требуют большего контактного нажатия. Чем выше электрическая проводимость и теплопроводность материала, тем ниже переходное сопротивление.
Влияние условной площади контактирования. С увеличением площади рабочей поверхности контакта-детали растет число точек соприкосновения, а от этого увеличивается значение показателя степени п. Однако беспредельное увеличение условной площади контактирования нецелесообразно, так как п быстро достигает значения, близкого к единице, а больше единицы п не бывает. Переходное сопротивление контакта мало зависит от размера условной площади контактирования. Все же с увеличением номинального тока надо увеличивать и внешнюю поверхность контакта, так как с увеличением тока растут потери и для их рассеяния требуется большая поверхность (рис. 4.8.12).
Поэтому приходиться применять многоступенчатые контактные системы из параллельно включаемых основных и дугогасительных контактов (рис. 4.8.13). Основные контакты выполняются из серебра и служат для продолжительного проведения тока, дугогасительные выполняются из дугостойких материалов и играют основную роль при включении и отключении аппарата. Замыкаются контакты в следующей очередности: сначала — дугогасительные, а затем основные. При размыкании очередность обратная: сначала размыкаются основные контакты, разрыва цепи не происходит так как весь ток переходит в дугогасительные контакты, а затем размыкаются дугогасительные, на которых и возникает электрическая дуга.
Рис. 4.8.12. Распределение тока в контактах многоступенчатой контактной системы: /«ом — номинальный ток; in Уд — ударное значение пускового тока; /„ — пусковой ток двигателя; /к— ток в каждом из контактов;
/1 и f2 — моменты замыкания параллельных контактов
Рис. 4.8.13. Одно- (а) и двухступенчатые (б) главные коммутирующие контакты низкого напряжения, 1,Г — основные контакты;
2,2' — дугогасительные контакты
Иногда применяют систему из трех параллельных контактов: основных, промежуточных и дугогасительных. Промежуточные контакты служат для облегчения перехода тока из дугогасительных в основные (при замыкании) и обратно (при размыкании).
Рычажные контакты (рис. 4.8.14) применяются в аппаратах с поворотной подвижной системой.
При замыкании и размыкании происходит перекатывание и проскальзывание подвижного контакта по неподвижному, в результате начальная точка касания 1 при замыкании, она же последняя точка касания и точка возникновения дуги при размыкании, оказывается смещенной по отношению к точке 2 конечного касания контактов.
Мостиковые контакты (рис. 4.8.15) применяются главным образом в аппаратах с прямоходовой подвижной системой. Гибкая связь отсутствует, что является достоинством конструкции, но зато требуется удвоенное контактное нажатие сравнительно с рычажными, так как число переходных контактов удваивается. У мостиковых контактов теоретически перекатывание и проскальзывание отсутствуют Поэтому медные контакты здесь применяться не могут, а используются контакты из серебра или металлокерамики на базе серебра. Рабочие поверхности выполняются в виде плоскость — плоскость, плоскость — цилиндр, цилиндр — цилиндр, плоскость — сфера, сфера — сфера (при малых токах).
Рис. 4.8.14. Рычажные контакты:
а, б, в — кинематика движения; г — к определению радиуса кривизны R 1, 2 — контактирование
Рис. 4.8.15. Мостиковый (а) и торцовый (б) контакты
Торцовые контакты (см. рис. 4.8.15) выполняются в виде сплошных металлических стержней или полых труб. Контактные поверхности могут быть плоскими, сферическими или одна — плоской, а другая — сферической. Контакты имеют большое переходное сопротивление и требуют большого нажатия, поэтому применение их на большие номинальные токи затруднено. Они используются преимущественно как дугогасительные. Торцовые контакты требуют гибкой связи, роликового или другого токоподвода.
Конструкция чувствительна к перекосам контактного ножа. Более совершенной является контактная система, изображенная на рис. 4.8.14. Здесь неподвижный контакт 1 охватывается подвижными контактными ножами 2, имеющими цилиндрические выступы. Нажатие осуществляется стальными пружинами 3. При практически возможных перекосах линейный контакт в этой конструкции не нарушается.
Рассмотренные конструкции находят широкое применение в рубильниках, переключателях, плавких предохранителях.
Врубные и розеточные контакты (рис. 4.8.16). Простейшие из них на небольшие токи состоят из неподвижной контактной стойки 1, в которую входит подвижный контактный нож 2. Нажатие осуществляется за счёт упругих свойств материала стоек (твёрдотянутая медь, специальная бронза), которым придаётся соответствующая форма. При перегреве, а также при частых включениях пружинистые свойства губок ослабляются и контакт нарушается. Для устранения указанного недостатка во врубных контактах на большие токи для получения более высоких и устойчивых нажатий применяют стальные пружины 3.
Врубные и розеточные конструкции не могут отключать значительные токи. Возникающая при этом дуга нарушает контактные поверхности. На
Рис. 4.8.16. Врубные и розеточные контакты: а и б — врубные, виг — розеточные контакты 1 — неподвижная контактная стойка;
2 - контактный нож; 3 — стальные пружины
них появляются оплавления, контакт нарушается. Кроме того, резко возрастает усилие необходимое для включения и отключения Для отключения значительных токов применяют параллельное включение дугогасительных контактов.
В высоковольтных выключателях применяются контакты ламельные врубные. Подвижный контакт здесь выполняется из отдельных ламелей, их может быть несколько пар, неподвижный выполняется клинообразным. Подвижная система прямоходовая. Ламели могут быть несамоустанавливающи-еся или самоустанавливающиеся. В самоустанавливающейся конструкции ламель может всегда принять положение, обеспечивающее не менее двух контактных точек. Такая конструкция более совершенна и дает при равных нажатиях меньшее переходное сопротивление Рассмотренные контакты могут выполняться на очень большие токи путем параллельного присоединения любого числа пар ламелей.
Розеточные контакты (см. рис. 4.8.16) состоят из контактного стержня 1 (подвижный контакт) и ряда сегментов 2 (ламелей) с пружинами 3, образующих неподвижный контакт. Розеточные контакты применяются преимущественно в качестве основных.
Роликовые контакты (рис. 4.8.17) служат для токосъема с неподвижных деталей (стержней) 1, перемыкаемых роликами 2, на подвижный контакт 3
Ролики как бы заменяют гибкую связь и широко применяются при больших ходах подвижного контакта и больших номинальных токах.
Герметичные контакты. Контакты обычных реле работают в среде атмосферного воздуха. Они загрязняются пылью, парами металлов, покрываются окислами, возникающими при химических реакциях под воздействием электрической дуги (искры), подвергаются влиянию различных атмосферных агрессивных сред. Одним из наиболее перспективных направлений усовершенствования контактных устройств (особенно на малые токи и напряжения) является разработка герметичных магнитоуправляемых контактов, (МК) — герконов.
Рис. 4.8.17. Роликовые контакты
1 — неподвижные стержни; 2 — роликовые контакты;
3 — подвижный контакт
Простейшая конструкция МК представляет собой стеклянный баллон с заключенными в нем двумя электродами. Баллон заполнен инертным газом (азот, аргон, водород и т.п.) либо вакуумирован до остаточного давления 0,13...0,0013 Па. Электроды выполнены из магнитного материала (обычно пермаллоя) и являются одновременно и магнитопроводом. Концы электродов в месте контактирования покрываются слоем какого-либо благородного металла (золото, палладий, радий либо их сплавы).
Управление МК осуществляется магнитным полем, которое может создаваться либо катушкой, либо постоянным магнитом. Магнитный поток замыкается через электроды и воздушный зазор (зазор контактов), замыкая контакты. Размыкание контактов осуществляется за счет упругих свойств электродов. Таким образом, электроды выполняют функции контакта, магнитопровода и пружины.
МК может выполняться также с размыкающим или переключающим контактами. Имеются МК с контактами, смачиваемыми ртутью, что обеспечивает их лучшее контактирование и большую коммутируемую мощность.
По своим техническим характеристикам МК приближаются к бесконтактным устройствам, обладая в то же время и всеми достоинствами контактных.
Они имеют высокое быстродействие, большой ресурс (107... 109 срабатываний), высокую надежность, обеспечивают коммутацию весьма малых токов при малых напряжениях (единицы микроампер при напряжении несколько милливольт), могут применяться во взрывоопасной аппаратуре, допускают эксплуатацию при любом положении в пространстве и при большом диапазоне изменения температуры (от -60 до +125 °C).
Основными недостатками МК являются их сравнительно малая коммутационная (до 15...60 Вт) и перегрузочная способность и низкая электрическая прочность межконтактного промежутка.
В развитие указанного принципа и в целях повышения коммутационной способности разработаны магнитоуправляемые герметичные силовые контакты (МКС) — герсиконы. В отличие от герконов здесь применены
различные детали для контактов и магнитопровода (рис. 4.8.18). Внутрь герметичной оболочки (плата 1, корпус 14 и крышка 9) введены полюсы 2 и 4 электромагнита. Один полюс обеспечивает жесткое крепление конца ферромагнитной пружины якоря 12, несущей подвижный контакт 10, а второй образует с этой пружиной рабочий зазор в цепи магнитопровода. Ферромагнитная пружина с наружной стороны шунтирована более тонкими ферромагнитными пружинящими пластинками 13, значительно увеличивающими общее сечение якоря электромагнита, но практически не повышающими противодействующее усилие. Это позволяет при относительно небольшой магнитодвижущей силе получить необходимое электромагнитное усилие. Магнитодвижущая сила создается катушкой 3, размещенной вне герсикона.
Контакты герсикона выполнены массивными с напайками из тугоплавкого материала. Подвод тока к подвижному контакту осуществляется посредством гибкой связи высокой проводимости. Неподвижный контакт 11 крепится на конце специального регулировочного винта 7, введенного внутрь герметичной оболочки. Такое крепление позволяет регулировать зазор, провал и контактное нажатие. Внешние зажимы 5 и 8 расположены вне герметичного корпуса. Ниппель 6 служит для обеспечения откачки воздуха из герметичного корпуса и заполнения его защитным газом (смесь азота с водородом), обеспечивающим высокую электрическую прочность (до 3000 В).
Герсикон типа КМГ-12 на номинальный ток 6,3 А предназначен для работы в цепях с напряжением 380-440 В при частоте 50...60 Гц. Он способен включать ток 180 А и отключать ток 60 А. Износостойкость контактов при напряжении 380 В и частоте коммутаций 1200 включений и
Рис. 4.8.18. Герметичный силовой контакт — герсикон
1 — плата; 2 и 4 — полюса; 5 и 8 — внешние зажимы; 6 — ниппель;
7 — регулировочный винт; 9 — крышка; 10 — подвижный контакт;
11 — неподвижный контакт; 12 — пружины якоря; 13 — ферромагнитная пружинящая пластинка; 14 — корпус
отключений в час двигателя мощностью 1,1 кВт составляет более 10 млн циклов срабатываний. Герсиконы обладают большим быстродействием — около 10 мс. Мощность, потребляемая катушкой контактора с герсиконом типа КМГ-12, не превышает 2 Вт, что позволяет применять контактор в качестве выходного элемента логических устройств вместо более сложного тиристорного усилителя.
4.8.10. Износ контактов
Под износом контактов понимают разрушение рабочей поверхности коммутирующих контактов, приводящее к изменению их формы, размера, массы и к уменьшению провала.
Износ, происходящий под действием электрических факторов, будем называть электрическим износом — электрической эрозией. Износ под действием механических факторов здесь не рассматривается, он обычно много меньше электрического.
При размыкании сила, сжимающая контакты, снижается до нуля, резко возрастают переходное сопротивление контакта и плотность тока в последней площадке контактирования. Площадка сильно разогревается, и между расходящимися контактами образуется контактный перешеек из расплавленного металла, который в дальнейшем рвется. При этом в промежутке между контактами могут возникнуть различные формы электрического разряда.
Износ контактов при больших токах. Износ происходит как при размыкании контактов, так и при их замыкании и зависит от многих переменных факторов. До настоящего времени нет аналитического выражения для расчета величины износа. Ввиду этого приведем некоторые зависимости, полученные опытным путем.
Износ контактов при размыкании.
Зависимость износа от числа размыканий. Износ контактов при данной напряженности магнитного поля прямо пропорционален числу рамыка-ний. Если износ при одном размыкании равен с, то за п размыканий он будет:
а = сп (4.8.34)
Зависимость износа от напряженности магнитного поля. Эта зависимость характеризуется кривой на рис. 4.8.19. При малых напряженностях дуга длительное время находиться на одних и тех же опорных точках, что и приводит к увеличенному износу контактов. С ростом напряженности растет скорость движения опорных точек дуги, контакты меньше нагреваются и оплавляются, износ снижается.
Зависимость износа от соотношения механической и тяговой характеристик аппарата. Скорость движения контактов определяется соот
ношением между механической (кривая 1) и тяговой (кривые 2, 3 и 4) характеристиками (рис. 4.8.20). Чем больше запас тягового усилия (кривая 4), тем большей будет скорость, а следовательно, будут большими удары контактов. При недостаточном тяговом усилии (кривая 2) будет происходить остановка подвижной системы в момент соприкосновения контактов (двухтактное включение), что также приведет к повышению износа. Для обеспечения минимального износа тяговая характеристика должна обеспечить четкое включение аппарата и не иметь чрезмерных запасов (кривая 3).
Зависимость износа от начального нажатия Рн и жесткости контактной пружины. Начальное нажатие на контакты в момент их соприкосновения — это та сила, которая противодействует отбросу контактов при их соударении. Естественно, чем больше эта сила, тем меньше будут отброс и дребезг, а следовательно, и износ. На рис. 4.8.21 показан характер дребезга контактов при повышенном и пониженном нажатии. Кривая изображает напряжение на контактах, кривая 1К — ток через контакты. Как видно из графиков, при пониженном нажатии контакты размыкались несколько раз. При повышенном нажатии размыкания не было.
Зависимость износа от напряжения. При наличии внешнего магнитного поля гашения дуга покидает щель между контактами, едва последние успеют разойтись на 1...2 мм; износ контактов практически не зависит от напряжения сети.
Рис. 4.8.19. Зависимость износа контактов от напряженности магнитного поля
Рис. 4.8.20. Тяговые и механическая характеристики:
1 — механическая характеристика аппарата;
2, 3 и 4 — тяговые характеристики аппарата
Примечание. Дребезг контактов происходит тогда, когда сила нажатия на контакты примерно равна электродинамическим силам, действующим на контакты
* Дребезг контактов — отскакивание подвижных контактов в момент их включения (под действием электродинамических сил).
Рис. 4.8.21. Зависимость износа контактов при замыкании от начального нажатия:
Рн — начальное нажатие контактов; UK — напряжение на контактах;
/к — ток через контакты
Зависимость износа от тока. Износ контактов растет с увеличением тока. При неизменных других условиях эта зависимость близка к линейной. В аппаратах, однако, изменение тока вызывает и изменение внешнего магнитного поля (в частности, при последовательной дугогасительной катушке), и тогда износ идет интенсивнее роста тока.
Зависимость износа от ширины контакта. При каждом отключении расплавляется, испаряется и выгорает определенное количество металла. Это главным образом металл из площадок контактирования. Изменение количества металла, влияющего на износ в области касания, может быть достигнуто за счет изменения ширины контактов. Опыты подтверждают: износ контактов, измеряемый изменением провала, обратно пропорционален ширине контактов.
Зависимость износа от скорости расхождения контактов. В аппаратах на большие токи, где имеется магнитное дутье и в которых сам контур тока создает достаточные электродинамические силы, скорость расхождения контактов практически не сказывается на величине износа контактов. Увеличение скорости расхождения контактов не может служить способом борьбы с износом. Только при очень малых скоростях расхождения контактов износ увеличивается с уменьшением скорости их расхождения.
4.8.11. Работа контактных систем в условиях короткого замыкания
При коротких замыканиях возникают весьма тяжелые условия работы, как для разборных, так и для коммутирующих контактов.
В разборных контактах слабым местом оказывается болтовое соединение. Болт, стягивающий детали, практически не проводит тока, и вследствие кратковременности процесса короткого замыкания можно считать, что температура болта не изменяется. Тепловое расширение токоведущих деталей
вызовет дополнительное напряжение, которое, складываясь с напряжением затяжки болта, может привести к остаточным деформациям и ослаблению контактного соединения после его остывания. Поэтому болтовые контактные соединения должны проверяться на дополнительные механические напряжения, возникающие в болтовом соединении при коротком замыкании.
Для коммутирующих контактов характерны:
• момент замыкания;
• замкнутое положение;
• момент размыкания.
При коротком замыкании происходит не только резкое увеличение тока, но и увеличение переходного сопротивления контакта из-за ослабления кон-
тактного нажатия, вызываемого электродинамическими силами. Тепловая энергия, выделяемая в месте контакта и равная Jz ЛшрЛ, резко возрастает и о
может вызвать расплавление и сваривание контактов. На практике вследствие кратковременности коротких замыканий такое явление наблюдается редко. Сваривание замкнутых контактов происходит, как правило, за счет электродинамического отброса, когда электродинамические силы равны контактному нажатию или превосходят его. Возникающая при отбросе контактов дуга вызывает большое оплавление рабочих поверхностей и их сваривание при замыкании
Для определения минимального тока, при котором происходит сваривание контактов, можно пользоваться следующей формулой:
1<к4\0Р, (4.8.35)
где I — допустимая амплитуда ударного тока, А; Р — контактное нажатие, Н; К — коэффициент, зависящий от материала контактов и числа точек соприкосновения (табл. 4.8.7).
При включении на короткое замыкание вероятность сваривания контактов возрастает как за счет возможного дребезга, так и за счет меньшего
Таблица 4.8.7. Значение коэффициента К
Тип контакта Материал
Пакетно-пластинчатый Медь — латунь 300...400
Рычажный (ламельный) Медь — медь 410
Несамоустанавливающийся Латунь — латунь 505
Рычажный (ламельный) Медь — латунь 575
Самоустанавливающийся Медь — латунь 550
Розеточный (на один элемент розетки) Медь — медь 600
нажатия (в момент соприкосновения контактное нажатие равно начальному Рн).
При отключении токов короткого замыкания происходит сильное выгорание и оплавление контактов. Снижение износа дугогасительных контактов достигается применением дугостойких материалов и быстрым перемещением дуги по контактам.
4.8.12. Способы компенсации электродинамических сил в контактах
Контакт (рис. 4.8.22, а) может быть представлен как проводник переменного сечения. В месте сужения линии тока возникают продольные электродинамические силы, стремящиеся разомкнуть контакты. Для одноточечных контактов значение этих сил определяется выражением
/^=10-7/2/п—, (4.8.36)
5о
где s — сечение контакта в том месте, где нет искривлений линий тока; s0 — действительная площадь контактирования; п — число мест контактирования.
В аппаратах на большие токи, в частности в автоматических выключателях, стремятся так выполнить контактную систему, чтобы компенсировать или ослабить действие электродинамических сил.
Например, в мостиковой системе (рис. 4.8.22, б) электродинамическая сила контура abed, действующая на мостиковый контакт и равная
F2=2-10’7z2| In-2—+0,25 I b=-, с—-г, (4.8.37)
( 1+Vl+c2 J r h
направлена навстречу электродинамическим силам Fx в переходных контактах. Можно подобрать размеры h и а так, чтобы F2 > 2Fi
В контактной системе по рис. 4.8.22, в, электродинамическая сила F2 отсутствует, а в системе по рис. 4.8.22, г, сила F2 складывается с силами Fx. С точки зрения электродинамической устойчивости последняя система является наименее устойчивой.
На рис. 4.8.22, д, показан пример электродинамической компенсации для рычажных контактов. Неподвижный контакт состоит из двух частей (7 и 2), соединенных посредством шарнира. Подвижная часть этого контакта удерживается в нейтральном положении двумя пружинами, действующими навстречу друг другу. Электродинамическая сила F2 стремится раздвинуть параллельные части 1 и 2 контакта. Сила F2 направлена навстречу силе F{
б
Рис. 4.8.22. Примеры выполнения электродинамической и электромагнитной компенсации электродинамических сил:
Р — контактное нажатие; Fj — отбрасывающие усилия; F2 — компенсирующие усилия; So — действительная площадка контактирования, когда сила нажатия уже стабилизировалась; S — площадка контактирования, где нет искривления тока
Разновидности компенсаторов электродинамических сил: а, б, в, г — эпюры электродинамических сил; ж — деление цепи тока на параллельные ветви;
3, д — «одинарная петля тока»; е, и — электромагнитный; к — «двойная петля тока».
1 — неподвижные контакты; 2 — подвижные контакты;
3 — промежуточный контакт; 4 — электромагнит
Можно подобрать длину петли I так, чтобы Тогда при коротком замыкании контакт 2 будет всегда прижиматься к подвижному контакту и контактное нажатие будет при этом возрастать.
4.8.13. Коммутационная износостойкость высоковольтных выключателей
Коммутационной износостойкостью (КИ) называется допускаемое (гарантируемое) для каждого полюса выключателя без осмотра и ремонта дугогасительного устройства суммарное число операций включения и отключения при токах короткого замыкания и нагрузочных токах.
Определяемая при квалификационных испытаниях КИ, как правило, сообщается изготовителем в информационных материалах в виде таблиц или кривых зависимости допустимого числа коммутаций от тока щ = [(/). В начале 70-х гг. в информационных материалах ЛПО «Электроаппарат» по ряду выключателей, в частности серии ВВБ, приводились такие кривые, а также был предложен способ определения допустимого за межремонтный период числа коммутаций под током — суммарный износ N по коэффициентам, суть которого заключалась в следующем.
Исходя из допущения, что износ контактов за одну коммутацию при конкретном значении тока I не зависит от числа предшествующих коммутаций, относительный допустимый износ за одну коммутацию, будет равен -— где п/г — гарантируемое число коммутаций при токе 1. Тогда износ для некоторого числа коммутаций при конкретном значении тока I будет равен _ п{
— Допустимый суммарный износ будет равен сумме износов при различных значениях тока, т.е. в течении межремонтного периода должно выполняться условие:
(4.8.38) /
В зависимости от конструкции и типа выключателя износ контактов в операциях «О» и «В» может быть не одинаковым. В этом случае щ г должно определяться как сумма коммутаций при операции «О» — и при операции «В» —и® с введением коэффициента а, учитывающего относительную степень износа при операции «В» по отношению к операции «О», т.е.
nIr=nj+ctnj. (4.8.39)
Коэффициент а в зависимости от конструкции и типа выключателя может быть больше или меньше единицы Так, у выключателя типа ВВБ, ВНВ он принимается равным единице, у элегазового выключателя типа ELK
(фирма «ВВС») он находиться в пределах 1,5...2,1, у масляных выключателей обычно — а< 1.
Для выключателей, у которых размыкание и замыкание цепи осуществляется разными контактами, КИ должна нормироваться раздельно для операций «О» и «В» и межремонтный период должен определяться первым исчерпанным ресурсом по операции «О» и «В».
Как показывают исследования, для некоторых типов масляных выключателей при их работе в цикле неуспешного АПВ износ контактов при второй части цикла («В» — «О» — «В») существенно увеличивается по сравнению с износом в первой операции в результате предварительного пробоя межконтактного промежутка и утяжеления работы выключателя при втором отключении. В этом случае для второй операции «ВО» должен быть введен коэффициент. Такой метод применяется в частности в ВНР, причем для венгерских выключателей 0= 1,5.
Для определения допустимого суммарного износа по коэффициентам очень важно иметь достаточно достоверную и удобную для использования кривую зависимости допустимого (гарантированного) числа коммутации от тока Построение такой зависимости требует при разработке выключателя проведения большого объема испытаний, а это связано со значительными затратами средств и времени, что снижает пропускную способность испытательных стендов.
Приведенные для примера на рис. 4.8.23 кривые = /(/) по данным ЛПО «Электроаппарат» и фирмы «ВВС» показывают, что пользование ими для определения коэффициента и подсчета суммарного износа затруднительно, поскольку в зоне отключаемых токов менее чем 0,1/о.ном кривые асимптотически приближаются к оси абсцисс. Пользование кривыми существенно упрощается, если их строить в двойных логарифмических координатах по информационным материалам ЛПО «Электроаппарат» и фирмы «ВВС».
Кривые построены для 14 типов выключателей отечественных и зарубежных конструкций, воздушных, масляных и элегазовых.
Как видно из графиков, за исключением кривой для выключателей ЗАТ «Siemens» на рис. 4.8.24 зависимости имеют вид прямых линий, определяемых выражением
(4.8.40)
или что то же
log^-=ylogiy^.
(4.8.41)
где «I — число операций при токе I; п0 — число операций при 1О.КОМ.
Рис. 4.8.23. 1. Кривые зависимости гарантированного числа отключений и выключений «I от тока при выполнении операций
1 — суммарное число отключений и выключений выключателя ВВБ /о-ном = 31,5...40 кА, /юм = 2...3,2 кА;
2,3 — соответственно число отключений и включений выключателя ELK фирмы «ВВС» /о-ном = 63 кА, 7„ом = 4 кА; 4, 5 — то же 7О.НОМ = 40 кА, 7НОМ = 4 кА
Значения коэффициента у находятся в пределах 1,2...2.5.
В тех случаях, когда критерием оценки является не износ контактов, а снижение прочности внутренней изоляции, зависимость числа коммутаций от тока, построенная в двойных логарифмических координатах, также приближается к прямой линии. На рис. 4.8.25 приведена такая зависимость для выключателей ВМП-10.
Практически большинство фирм задает износостойкость в виде зависимости «I = однако не указывает способа определения суммарного износа в эксплуатации.
Представляется, что решение проблемы может быть получено путем нормирования ^ = /(/), для удобства построенной в двойных логарифмических координатах, или определения по выражениям (4.8.40) или (4.8.41) и определения допустимого суммарного износа в эксплуатации по коэффициентам К.
Для этого строится прямая либо по двум значениям nb определяемым при испытаниях, либо по одному значению «I и заданному (выбранному) значению у. Суммирование износа проводится по выражениям (4.8.38) и (4.8.39) с использованием построенной прямой.
Предлагаемый метод достаточно прост, точен и экономичен. При накоплении опыта определения п1г и у он может быть рекомендован к примене-
Рис. 4.8.24. График I = f (п,) :
1,2,4 — отключение; 1 - выключатели ELF, ВВС, у = 2, 3; 2 — FG-25, ВВС, у = 2, 5; 3 — операция «О + В», ВВБ, у = 1,5; 4 - ВВЭ-35, у = 2,1
нию в РФ, а также предложен для рассмотрения в качестве рекомендации МЭК. Метод может быть использован для воздушных и элегазовых выключателей (особенно при разработке серии выключателей), у которых критерием КИ является износ контактов. В виде эксперимента его можно рекомендовать и для масляных выключателей.
Определенный интерес представляет построение зависимостей п{ = f (/) в относительных единицах (и и /), в которых за базисные значения приняты /о.„оми п°.
4.8.14. Подготовка контактов к работе
Качество контактных соединений аппаратов, реле и приборов является важным фактором, поскольку от него в значительной степени зависит надежность электрической установки в целом
При прохождении электрического тока в месте соприкосновения двух проводников возникает переходное сопротивление, которое зависит от физических свойств, их состояния, силы сжатия в месте контакта, площади соприкосновения, температуры нагрева и др.
Поверхности проводников даже после тщательной обработки не бывают идеально гладкими и в начальный момент соприкасаются микровыступами. Однако при увеличении давления происходит пластическая деформация микровыступов и площадь контакта поверхностей увеличивается.
Рис. 4.8.25. График I = / (п,) :
1,3-6 — отключение; 2 - включение; 1 — ELK-63, у = 2,1; 2 — ELK-63, у = 2,1;
3 — ЗАТ «Sumens»; 4 — Cabor-Emag, ФРГ, у = 2,0; 5 - ВМП-10, у = 2,1;
б — ВМК-35, у = 1,5
Практически идеально чистых контактных поверхностей не бывает. На поверхности всех металлов под действием кислорода образуются оксидные пленки. Так, медь покрывается видимой пленкой, плохо проводящей электрический ток, а на поверхности олова появляется тонкая легко разрушаемая при механических воздействиях оксидная пленка. Поэтому медные контакты часто предварительно покрывают слоем олова (лужение).
Особенно сложно получить соединение хорошего качества при использовании проводников из алюминия. Очищенная поверхность из алюминия уже через несколько секунд пребывания на воздухе покрывается тонкой, твердой и тугоплавкой оксидной пленкой, обладающей высоким электрическим сопротивлением. Температура плавления пленки составляет 2000 °C, а алюминия — 660 °C.
Плохо обработанные или имеющие оксидные пленки контакты обладают большим переходным сопротивлением, по которому судят о качестве контактов в электроаппаратах. Поэтому при монтаже и эксплуатационных работах особое внимание обращают на качество обработки соприкасающихся поверхностей. Медные контакты обрабатывают напильником для создания шероховатости, при которой увеличивается поверхность контакта. Алюминиевые проводники в месте контакта зачищают наждачной бумагой или металлической щеткой под тонким слоем кварцевазелиновой или цинковазелиновой пасты.
Контакты многих электрических аппаратов покрыты металлокерамикой, благодаря чему они обладают очень хорошими эксплутационными качествами — высокой термической устойчивостью и большой механической прочностью. Такие контакты промывают ацетоном и не обрабатывают напильником.
ОГЛАВЛЕНИЕ
3. Конструкции и характеристики кабелей и их техническое обслуживание.
3.9. Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена ................................... 7
3.9.1. Кабели напряжением 10-35 кВ..........................7
3.9.2. Одножильные кабели марок ПвП (ПвПу), АПвП
(АПвПу), ПвВ (ПвВнг), АПвВ (АПвВнг) на напряжение 10 кВ.......................................9
3.9.3. Трехжильные кабели марок ПвП (ПвПу), АПвП
(АПвПу), ПвВ (ПвВнг), АПвВ (АПвВнг) на напряжение 10 кВ...................................11
3.9.4. Одножильные кабели марок ПвП (ПвПу), АПвП
(АПвПу), ПвВ (ПвВнг), АПвВ (АПвВнг) на напряжение 35 кВ...................................12
3.9.5. Кабели на напряжение 110-220 кВ.....................18
3.9.6. Одножильные кабели марок ПвП (ПвПу), АПвП............
(АПвПу), ПвВ (ПвВнг), АПвВ (АПвВнг) на напряжение 110-220 кВ.................................19
3.9.7. Протяженность и укладка кабелей.....................24
3.9.8. Конструкции кабелей 6-220 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена, выпускаемых фирмой «АББ Москабель».....................................25
3.9.9. Конструкции кабелей 35-500 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена, выпускаемых фирмой «Алкатель» кабель (Франция)................................27
3.10. Кабели напряжением 110-500 кВ..............................29
3.10.1. Маслонаполненные кабели и кабели с изоляцией из вулканизированного полиэтилена.............................29
3.10.2 Подпитывающая аппаратура маслонаполненных кабелей низкого давления....................................48
3.10.3. Электротехнические требования к силовым кабельным линиям 0,4-500 кВ.................................50
4. Подстанции, распределительные пункты 6-10 кВ, трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ
4.1. Подстанции 35-220/6-10 кВ, 330-1150/110-220 кВ
Типовые схемы электрических сетей 35-1150 кВ и подстанций 35-110/6-10 кВ..................................55
4.1.1. Основные сведения об электроустановках..............55
4.1.2. Электрические сети.................................67
4.1.3. Распределительные устройства и линейные сооружения................................................68
4.1.4. Производство, передача и рапределение электроэнергии ... 71
4.1.5. Электрические подстанции...........................80
4.1.6. Техническая структура оборудования ПС напряжением 35 кВ и выше.................................105
4.1.7. Электротехнические требования к РУ ПС напряжением 35 кВ и выше.................................124
4.1.8. Типовые схемы электрических сетей 35-220 кВ и подстанций 35-220/6-ЮкВ..................................135
4.2. Распределительные пункты 6-10 кВ.......................145
4.2.1. Основные определения и назначения элементов РП 6-10 кВ.....................................145
4.2.2. Типовые схемы РП 6-10 кВ...........................147
4.2.3. Совмещение РП 6-10 кВ и ТП 6-10 кВ (РТП)..........154
4.2.4 Типовые схемы питания РП 6-10 кВ (питающие линии).........................................164
4.2.5. Электротехнические требования к РП 6-10 кВ, РТП и ТП 6-10/0,4кВ..................................... 166
4.3. Трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ............................. 172
4.3.1. Типовые схемы распределительных сетей 0,4-110 кВ сельской местности.......................................172
4.3.2. Типовые схемы распределительных сетей 0,4—10 кВ в городах.................................................191
4.3.3. Мачтовые трансформаторные подстанции 6-110/0,4 кВ.. 210
4.3.4. Распределительные мачтовые (столбовые) трансформаторные подстанции Финляндии....................232
4.3.5. Мачтовые подстанции напряжением 35/0,4 кВ и 110/0,4 кВ237
4.3.6. Комплектные трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ..............................................239
4.3.7. Киосковые ТП 6-10/0,4 кВ, выполненные с использованием оборудования отечественного производства.............................................257
4.3.8. Модификации КТП...................................267
4.3.9. КТП 10/0,4 кВ блочного типа.......................287
4.3.10. КТП, выполненные с использованием отечественного и зарубежного оборудования................294
4.3.11. ТП 6-10/0,4 кВ закрытого исполнения..............321
4.3.12. Трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ закрытого
исполнения (ЗТП), применяемые в городских электросетяхЗЗЗ
4.3.13. Трансформаторные подстанции ТП 6-10 кВ с АВР на контакторных станциях.................................337
4.3.14. Блочные ТП 6-10/0,4 кВ - проект БКТПу-2г630 УЗ (ТУ 400-28-399-81)....................................356
4.3.15. Блочная комплектная трансформаторная подстанция 6-10/0,4 кВ мощностью 2г630 кВ-А с использованием оборудования 0,4 кВ Франции...........366
4.3.16. Малогабаритные БКТП 6-10 кВ мощностью 2г630 кВ-А. Основные технические требования к тупиковым и
проходным КТП......................................370
4.3.17. КТП 10/0,4 кВ, выпускаемые Тульским заводом «Автоматика»...........................................383
4.3.18. Комплектные трансформаторные подстанции
10/0,4 кВ, выпускаемые Минским электротехническим заводом им. Козлова......................402
4.4. Конструкции комплектных
распределительных устройств (КРУ)_____________________415
4.4.1. КРУ стационарной установки (КСО)...............415
4.4.2. КСО ранних (старых) модификаций с выключателями нагрузки.......................419
4.4.3. КСО ранних (старых) модификаций с силовыми выключателями.........................................420
4.4.4. Камеры КСО-366 и КСО-386......................422
4.4.5. Камеры КСО-272.................................426
4.4.6. Комплектное распределительное устройство для частичного заземления нейтрали в сети 6-10 кВ
ОАО «Мосэлектрощит»................................436
4.4.7. КРУ серии К-104М ОАО «Мосэлектрощит».............440
4.4.8. Оборудование серии КРУ бывшей ГДР (Германия).....461
4.4.9. КРУ 10 кВ серии К-114 для узловых ТП 6-10/0,4 кВ.461
4.4.10. Распределительные устройства 6-10 кВ двухлучевых ТП 6-10/0,4 кВ............................469
4.4.11. КРУ Всероссийского научно-технического энергетического института (ВЭИ)........................471
4.4.12. Комплектные распределительные устройства КРУ/TEL (Украина)......................................473
4.4.13. КРУ-10 выкатного исполнения внутренней установки..................................484
4.4.14. КРУ-10 выкатного исполнения новых выпусков....494
4.5. Комплектные распределительные устройства (КРУ-10) наружной установки.................................504
4.5.1. Конструкции и назначение КРУ наружной установки..504
4.5.2. КРУН серии К-112...............................510
4.5.3. Новые КРУН-10..................................520
4.6. КРУ с элегазовым оборудованием (КРУЭ) ................................... 526
4.6.1. КРУЭ.................................................526
4.6.2. Компоновочные и схемные решения КРУЭ.................540
4.6.3. Автоматизированная система диагностики и контроля (СДК) элегазовых комплектных распределительных устройств (КРУЭ)..........................555
4.6.4. Технико-экономическая оценка вариантов схем электроснабжения..................................... 558
4.7. Усиление технических качеств КРУ-10........................................ 560
4.7.1. Модернизация комплектных распределительных устройств фирмой «Таврида — Электрик» (Украина).............560
4.7.2. Модернизация КРУ типа CSIM1-20/350..................567
4.7.2. Модернизация КСО и КРУ стандартного типа.............572
4.8. Контактность коммутационных аппаратов......................581
4.8.1. Коммутирующие контакты и их материалы................581
4.8.2. Электродинамические силы между параллельными и взаимно перпендикулярными проводниками......................584
4.8.3. Электродинамические силы в кольцевом витке и............
между кольцевыми витками...................................589
4.8.4. Дребезг контактов и способы борьбы с ним.............590
4.8.5. Допустимая температура нагрева контактов и её контроль.................................................593
4.8.6. Материалы для контактов..............................602
4.8.7. Формы коммутирующих контактов........................604
4.8.8. Водоохлаждаемые контакты.............................611
4.8.9. Переходное сопротивление контакта....................613
4.8.10. Износ контактов....................................623
4.8.11. Работа контактных систем в условиях короткого замыкания...................................................626
4.8.12. Способы компенсации электродинамических сил в контактах.................................................627
4.8.13. Коммутационная износостойкость высоковольтных выключателей.................................629
4.8.14. Подготовка контактов к работе.......................632
Евгений Федорович Макаров
СПРАВОЧНИК ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
Учебно-производственное издание
Том 4
Технический редактор Я.А. Каминская
Компьютерная верстка С.В. Байздренко Художник М.М. Щербаков Дизайнер по рекламе Д.С. Шарапов
Подготовлено к печати издательским предприятием ЗАО «ПАПИРУС ПРО»
Тел./факс: (095) 681-2998, 684-8696 E-mail: iaz-energy@yandex.ru http://iaz-energy.narod.ru
Подписано в печать 28.11.04. Формат 70x100/16 Бумага офсетная. Гарнитура «Antiqua». Печать офсетная. Печ. л. 40 Тираж 10 000 экз. Заказ № 5759.
Отпечатано в ОАО ордена Трудового Красного Знамени «Чеховский полиграфический комбинат» 142300, г. Чехов МО, ул. Полиграфистов, д. 1.
ЗАО 'Папирус ПРО"