Author: Макаров Е.Ф.
Tags: электротехника электротехнические материалы и изделия электроника электрические сети
ISBN: 5-901054-26-1
Year: 2005
Text
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