(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование подстанции 110/10 кВ мощностью 50 МВА для района Подмосковья
РЕЦЕНЗИЯ
На дипломный проект студента Пензенского муниципального института
Тема дипломного проекта: Проектирование подстанции 110/10кВ мощностью 50 МВА для района Подмосковья.
Представленный на рецензию дипломный проект, посвященный вопросцам проектирования подстанции 110/10кВ, выполнен в согласовании с заданием.
В дипломном проекте выполнены, анализ электронных нагрузок, расчет токов недлинного замыкания, выбор силового оборудования и остальные нужные инженерные расчеты.
При оформлении объяснительной записки, создатель проекта управлялся требованиям ГОСТов и остальных нормативных документов. Графическая часть выполнены в согласовании с требованиями ГОСТов и ЕСКД.
При выполнении дипломного проекта показал познания главных дисциплин изучаемых в процессе обучения в ВУЗе.
В качестве замечаний необходимо подчеркнуть:
Куцее описание схемы подстанции;
При расчете токов недлинного замыкания употребляется облегченная схема замещения.
Невзирая на отмеченные недочеты дипломный проект заслуживает оценку «отлично», а присвоения квалификации инженера по специальности 140205 «Электроэнергетические системы и сети»
РЕФЕРАТ
Объяснительная записка: записка 109 страничек, 6 рисунков, 23 таблицы, 21 источник.
Графическая часть 8 листов формата А1.
Схема электронная принципная основных соединений, расчет токов КЗ, схема организации релейной защиты и автоматики ПС, выключатель вэб-110-40/2500, система крун. к-59, ору 110 кв. разрез и план ячейки трансформатора т-1, расчет экономической эффективности проекта, молниезащита и заземление ПС
Объектом разработки является подстанция 110/10кВ.
Цель работы — анализ потребителей, составление электронной принципной схемы, выбор высоковольтного оборудования ОРУ 110кВ и ЗРУ 10кВ, проектирование электроснабжения собственных нужд и организация электробезопасности на подстанции, составление схемы релейной защиты.
В процессе работы на основании начальных данных была выбрана электронная принципная схема, был произведен расчет токов недлинного замыкания, для следующего выбора высоковольтного оборудования.
В итоге работы произведен выбор силового электрооборудования для проведения строительства ОРУ и ЗРУ, разработана система заземления и молниезащиты, также была проанализированы финансовая эффективность проекта.
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. анализ нагрузок и определение номинального напряжения полосы электропередач высочайшего напряжения
2. Выбор силовых трансформаторов
3. Выбор схемы электронных соединений ПС
4. Расчет токов недлинного замыкания
4.1 Главные сведения
4.2 Расчет токов трехфазного КЗ
5. Выбор высоковольтного оборудования
5.1 Выбор выключателей 110 кВ
5.2 Выбор разъединителей 110 кВ
5.3 Выбор ячеек и выключателей КРУ-10 кВ
5.4 Выбор трансформаторов собственных нужд
5.5 Выбор ограничителей перенапряжения
5.6 Выбор заземлителей нейтралей силовых трансформаторов
5.7 Выбор измерительных трансформаторов тока
5.8 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
5.9 Выбор оборудования частотной связи
5.10 Выбор токопровода
5.11 Выбор изоляторов
5.12 Выбор аккумуляторной батареи
5.13 Релейная защита и автоматика
6. Технико-экономическое обоснование
6.1 Издержки на стройку, установка и эксплуатацию
6.2 Тарифы на электроэнергию и Издержки
6.3 Оценка экономической эффективности
7. Экологичность и сохранность проекта. Сохранность труда при эксплуатации ПС 110/10 кВ
7.1 Главные сведения
7.2 Расчет защитного заземления подстанции 110/10 кВ
7.3 Молнтезащита
Заключение
Перечень использованных источников
Приложения
ВВЕДЕНИЕ
Проектирование электроэнергетических систем просит всеохватывающего подхода к выбору и оптимизации схем электронных сетей и технико-экономическому обоснованию решений, определяющих состав, структуру, наружные и внутренние связи, динамику развития, характеристики и надёжность работы системы в целом и её отдельных частей. Решение этих задач просит использования огромного объёма инфы, размещённой в разных литературных источниках, нормативных документах, ведомственных инструкциях, а так же скопленного десятилетиями российского и забугорного опыта.
За прошедшие 20 лет в стране произошли значительные социально-экономические конфигурации, а переход к рыночной экономике коренным образом отразился на электроэнергетике. Значимая часть принадлежности в отрасли акционирована и приватизирована с сохранением контрольного пакета акций у страны. Сотворен Рынок электроэнергии.
В этих критериях в более полной мере из бессчетных публикаций по электроснабжению отвечает справочник по проектированию электронных сетей под редакцией Д.Л. Файбисовича 2006г [21]. Ценным в этом издании будет то, что в нём приведена нужная информация по развитию современных электронных сетей, принципным способам проектирования, стоимостным показателям частей электронных сетей, а так же крайние данные по российскему оборудованию и материалам, используемым в электроэнергетических системах (ЭЭС). В [21] учтены конфигурации в организации проектирования, новейшие нормативные документы, крайние научные и инженерные разработки, а так же переход на новейшие сметные нормы и цены по ряду важных вопросцев проектирования ЭЭС.
Цель данного диплома — применение на практике способностей, приобретенных в процессе обучения. Для данной цели было получено задание на проектирование новейшей подстанции на базе прогрессивных технических решений, руководствуясь определенной перегрузкой пользователя.
При проектировании ПС управлялся действующими нормативными документами, обозначенными в приложении №2 в «Нормах технологического проектирования подстанций переменного тока 35-750 кВ (дальше — НТП ПС)» как и самими «НТП ПС». Также использовались такие нормативные источники как Теория технической политики ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «МРСК Волги» (от приказа ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) РАО «ЕЭС Рф» с 12.11.04 г. №660) и Техно Политика ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «МРСК Волги» (от приказа ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «ФСК ЕЭС» от 26.10.2006 г. №270 р/293 р). Все перечисленные выше документы сделаны в согласовании и утверждены компанией ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «ФСК ЕЭС».
При проектировании подстанции (дальше — ПС) обязано быть обеспечено:
а) надежное и высококачественное электроснабжение потребителей;
б) внедрение передовых проектных решений, обеспечивающих соответствие всего комплекса характеристик подстанций современному мировому техническому уровню;
в) высочайший уровень технологических действий и свойства строй и монтажных работ;
г) финансовая эффективность, обусловленная хорошим объемом привлекаемых инвестиций и ресурсов, применяемой земли и понижением эксплуатационных издержек;
д) соблюдение требований экологической сохранности и охраны окружающей среды;
е) ремонтопригодность используемого оборудования и конструкций;
ж) передовые способы эксплуатации, неопасные и комфортные условия труда эксплуатационного персонала.
Проект ПС производится на расчетный период (5 лет опосля ввода в эксплуатацию) с учетом перспективы ее развития на следующие не наименее 5 лет.
Главные требования к ПС новейшего поколения:
а) компактность, комплектность и высочайшая степень заводской готовности;
б) надежность работы ПС средством внедрения электрооборудования современного технического уровня;
в) удобство проведения осмотра, технического обслуживания и ремонта;
г) сохранность эксплуатации и обслуживания;
д) создание ПС без обслуживающего персонала с дистанционным управлением;
е) всеохватывающая автоматизация, обеспечивающая создание встроенной системы управления технологическими действиями с подсистемами релейной защиты и автоматики, коммерческого учета электроэнергии, мониторинга состояния оборудования, диагностики и управления оборудованием;
ж) обеспечение резервируемыми цифровыми каналами связи для передачи сигналов управления и инфы о состоянии электрооборудования на диспетчерский пункт, в том числе, диспетчерскими голосовыми каналами;
и) экологическая сохранность.
Устанавливаемый комплекс оборудования и устройств на ПС:
силовое высоковольтное оборудование;
устройства релейной защиты и автоматики (РЗиА);
устройства противоаварийной автоматики (ПА);
устройства автоматической системы управления технологическими действиями (АСУ ТП);
устройства автоматической информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ);
устройства системы диспетчерского и технологического управления (АСДТУ);
устройства системы диагностики и программно-технические комплексы обеспечение систем автоматической системы технического учета (АСТУ).
Весь выше перечисленный комплекс оборудования и устройств должен быть аттестован в установленном ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «ФСК ЕЭС» порядке.
Срок службы оборудования, используемого при новеньком строительстве и реконструкции подстанций, должен быть не наименее 25 лет (силовых трансформаторов не наименее 30 лет, аккумов не наименее 20 лет.
1. анализ нагрузок и определение номинального напряжения полосы электропередач высочайшего напряжения
Для определения характеристик новейшей ПС нужно провести анализ нагрузок определенных в задании на проектирование. Предполагается, что пользователи будут получать нужную электроэнергию по линиям 10 кВ. Нужные данные по пользователям представлены в таблице 1.1.
Таблица 1.1
Черта потребителей
№ Пользователя
S, МВА
cosц
Категория
1
5
0,78
3
2
4
0,8
2
3
3
0,95
1
4
4
0,9
2
5
5
0,65
3
6
3
0,83
1
7
5
0,92
2
8
3
0,69
3
9
5
0,7
3
10
4
0,85
3
11
5
0,87
2
12
4
0,86
1
Произведем расчет суммарной перегрузки проектируемой подстанции
Полная мощность определяется выражением:
где S — полная мощность, задана в начальных данных (таблица 1.1);
P — активная мощность, МВт;
Q — реактивная мощность, МВар.
Определим активную мощность нагрузок по формуле:
где — коэффициент мощности, задан в начальных данных (таблица 1.1). В итоге имеем:
Определим реактивную мощность нагрузок по формуле:
где — коэффициент реактивной мощности, определяется:
;
;
= 0,6;
0,3;
= 0,44;
0,76;
= 0,56;
0,39;
= 0,72;
0,71;
= 0,53;
0,5;
= 0,51;
Результаты расчетов сведем в таблицу 1.2.
Таблица 1.2
значения мощностей
№ пользователя
S
P, МВт
Q, МВар
1
2
3
4
5
6
1
5
0,78
0,63
3,9
3,15
2
4
0,8
0,6
2,4
2,4
1
2
3
4
5
6
3
3
0,95
0,3
2,85
0,9
4
4
0,9
0,44
3,6
1,76
5
5
0,65
0,76
3,25
3,8
6
3
0,83
0,56
2,49
1,68
7
5
0,92
0,39
4,6
1,95
8
3
0,69
0,72
2,07
2,16
9
5
0,7
0,71
3,5
3,55
10
4
0,85
0,53
3,4
2,12
11
5
0,87
0,5
4,35
2,5
12
4
0,86
0,51
3,44
2,04
Сейчас рассчитаем суммарную мощность потребителей по формулам:
МВА;
По формуле Стилла (1.1) определим нужное напряжение для передачи обозначенной мощности S на расстояние 70 км, данное в задание на проектирование.
(1.1)
Принимаем наиблежайшее высшее номинальное
Номинальная мощность трансформаторов для двухтрансформаторной подстанции определяется по формулам:
Где n — число трансформаторов на подстанции (n=2);
0,7 — нормируемый коэффициент загрузки.
Устанавливаем двухобмоточные трансформаторы мощностью со значением высочайшего напряжения (ВН) 110кВ и низкого (НН) 10кВ.
Определяем коэффициент загрузки трансформатора в обычном режиме по формулам:
где n — число силовых трансформаторов.
Как так коэффициент допустимой перегрузки трансформатора равен 0,7, следует, что в обычном режиме трансформаторы перегрузок не испытывают.
Определим коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме, т. е. когда один трансформатор отключен, по формулам:
Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме не превосходит установленной нормы 1,4. Как следует, трансформаторы мощностью 40 МВА любой удовлетворяют требуемым условиям.
2. Выбор силовых трансформаторов
Силовые трансформаторы на понизительных трансформаторных подстанциях выбираются исходя из последующих главных критериев:
Выбор конструктивного выполнения трансформаторов.
По конструктивному выполнению трансформаторы делят на масляные, заполненные синтетическими жидкостями и сухие. 1-ые из их владеют неплохим отводом тепла от обмоток и сердечника, неплохой диэлектрической пропиткой изоляции, надежной защитой активных частей от действия окружающей среды, дешевизной. Их недочет — возможность появления пожара, взрыва либо выброса товаров разложения масла при случайном повреждении изоляции, приводящая к дуговому недлинному замыканию (КЗ) снутри бака трансформатора, в особенности при отказе либо неверном срабатывании защиты. Потому такие трансформаторы употребляют для внешной установки либо для установки в особых трансформаторных помещениях подстанций.
Выбор по способу регулирования вторичного напряжения трансформаторов делятся на:
1) регулируемые с помощью переключения отводов первичной обмотки при выключении трансформатора; такие трансформаторы снабжены устройством ПБВ (переключения без возбуждения);
2) регулируемые под перегрузкой, т.е. с помощью переключения отводов первичной обмотки без отключения трансформатора; такие трансформаторы снабжены устройством РПН (регулирования под перегрузкой);
В первом случае вероятны нечастые сезонные конфигурации коэффициента трансформации в границах от -5 до +5 процентов; обычно используются 5 ступеней переключения (-5; -2,5; 0; +2,5; +5 процентов).
Во 2-м случае число ступеней больше (к примеру, 13 ступеней в границах от -9 до +9 процентов либо 17 ступеней в границах от -12 до +12 процентов, либо 19 ступеней в границах от -16 до +16 процентов). Трансформатор с РПН оснащен наружным контактным устройством для автоматического переключения ступеней.
Выбор группы и схемы соединения обмоток трансформаторов.
Группу соединения обмоток трансформаторов выбирают так, чтоб трансформаторы в очень вероятной степени отвечали последующим условиям:
— препятствовали появлению высших гармоник в электронных сетях;
— сглаживали нагрузку меж фазами первичной обмотки при несимметричной перегрузке вторичной обмотки;
— ограничивали сопротивление нулевой последовательности цепи КЗ в случае питания четырехпроводных сетей.
Для выполнения первого и второго критерий одну обмотку трансформаторов соединяют в звезду (Y), а другую — в треугольник (Д).
На понизительных подстанциях в звезду, как правило, соединена обмотка высшего напряжения (35-220 кВ), потому что это может потребоваться системой заземления нейтрали в сетях этого напряжения; обмотку низшего напряжения соединяют в треугольник. соединение первичной обмотки в звезду упрощает, не считая того, регулирование напряжений методом переключения отводов. По сиим причинам на ГПП промышленных компаний употребляют в большей степени трансформаторы с группой соединения обмоток звезда-треугольник (Y/Д) либо звезда с выведенной нейтральной точкой — треугольник (Y0/Д).
Для проектирования избираем силовые трансформаторы типа ТДН-40000/110/10, с регулировкой напряжения под перегрузкой, схема соединения обмоток Y0/Д, остывание дутьевое. Главные характеристики трансформатора приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1
Характеристики трансформатора
Тип трансформатора
ТДН-40000/110
МВА
40
кВ
115
кВ
11
кВт
22
кВт
170
%
10,5
, %
0,28
количество трансформаторов
2
Сейчас определим номинальные токи на стороне ВН и НН (формулы (2.1) — (2.2) в аварийном режиме при выключении 1-го из трансформаторов, тогда установленная перегрузка вполне перебегает на иной силовой трансформатор.
где — суммарная мощность потребителей, ВА;
— номинальное низкое напряжение, В;
— номинальное высочайшее напряжение, В.
3. Выбор схемы электронных соединений ПС
Основная схема электронных соединений подстанции — это совокупа основного электрооборудования (трансформаторы, полосы), сборных шин, коммутационной и иной первичной аппаратуры со всеми выполненными меж ними в натуре соединениями.
Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электронной части подстанции, потому что он описывает полный состав частей и связей меж ними. Избранная основная схема является начальной при составлении принципных схем электронных соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т. д.
Главные требования к основным схемам электроустановок при выбирании схем электроустановок должны учитываться последующие причины:
1) время наибольших нагрузок. Различное предназначение электростанций описывает необходимость внедрения различных схем электронных соединений даже в том случае, когда количество присоединений одно и то же. Подстанции могут предназначаться для питания отдельных потребителей либо большого района, для связи частей энергосистемы либо разных энергосистем. Роль подстанций описывает ее схему;
2) положение электростанции либо подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей. Шины высшего напряжения подстанции могут быть узловыми точками энергосистемы, осуществляя объединение на параллельную работу нескольких электростанций. В этом случае через шины происходит переток мощности из одной части энергосистемы в другую — транзит мощности. При выбирании схем таковых электроустановок сначала учитывается необходимость сохранения транзита мощности. Подстанции могут быть тупиковыми, проходными, отпаечными; схемы таковых подстанций будут разными даже при одном и том же числе трансформаторов схожей мощности. Схемы распредустройств 6—10 кВ зависят от схем электроснабжения потребителей: питание по одиночным либо параллельным линиям, наличие запасных вводов у потребителей и т.п.;
3) перспектива расширения и промежные этапы развития электростанции, подстанции и прилегающего участка сети. Схема и сборка распределительного устройства должны выбираться с учетом вероятного роста количества присоединений при развитии энергосистемы. Так как стройку больших электростанций ведется очередями, то при выбирании схемы электроустановки учитывается количество агрегатов и линий вводимых в первую, вторую, третью очереди и при окончательном развитии ее. Поэтапное развитие схемы распределительного устройства подстанции не обязано сопровождаться коренными переделками. Это может быть только в том случае, когда при выбирании схемы учитываются перспективы ее развития.
Из сложного комплекса предъявляемых критерий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить главные требования к схемам:
1) надежность электроснабжения потребителей, т.е. обеспечение бесперебойного электроснабжения потребителей электроэнергией нормированного свойства;
2) приспособленность к проведению ремонтных работ — определяется возможностью проведения ремонтов без нарушения либо ограничения электроснабжения потребителей;
3) оперативная упругость электронной схемы, определяется ее приспособленностью для сотворения нужных эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений;
4) финансовая необходимость.
В задании дипломного проекта принято, что питание осуществляется от большой энергетической системы, мощность которой достаточна для покрытия потребностей проектируемого района в активной мощности. Т.к. в Т.З. заданы пользователи 1 и 2 группы, то для наиболее надежной схемы подстанции на нее обязано приходить питание с 2-ух питающих центров.
Питающими центрами, проектируемой подстанции, являются ПС 750/500/110/10 кВ «Белоснежный Раст», входящее в Столичное энергетическое кольцо, и ПС 110/35/10/6 «Луговая». Выбор этих подстанций обоснован их географическим расположением и так же увеличением надежности ПС «Луговая», прохождением на нее транзита мощности 110 кВ через новейшую подстанцию «Московские Водники». Следует, что ПС Московские Водники будет иметь напряжение 110/10 кВ. т.к. через шины высочайшего напряжения будет происходить переток мощности из одной части энергосистемы в другую.
Беря во внимание необходимость конфигурации транзита мощности, и в перспективе постройки новейших питающих либо отходящих воздушных линий, на ПС будут установлены две секции открытого выполнения 110 кВ с секционным выключателем меж ними. Проектируемая подстанция предназначаться для питания большого района, с пользователями 1-ой и 2-ой группы надежности электроснабжения, означает, на подстанции обязано быть установлено два силовых трансформатора с регулировкой напряжения под перегрузкой и две секции 10 кВ с секционным выключателем меж ними (КРУН с вакуумными выключателями). Для удобства оперативных переключений, вывода в ремонт и надежности оборудования подстанции, будут установлены элегазовые выключатели 110 кВ силовых трансформаторов и воздушных линий. Так же для комфортного вывода в ремонт оборудования ставятся шинные разъеденители с заземляющими ножиками в обе стороны всякого присоединения.
Исходя из данных требований для подобного типа ПС 35-750 кВ, с 2-мя питающими линиями СТО 56947007-29.240.30.010-2008 советует использовать схему «110-9» (одна рабочая секционированная выключателем система шин). Схема приведена на рисунке 3.1.
Набросок 3.1 — Схема ОРУ «110-9»
4. Расчет токов недлинного замыкания
4.1 Главные сведения
Причинами КЗ обычно являются нарушения изоляции, вызванные ее механическими повреждениями, старением, набросами сторонних предметов на провода линий электропередачи, проездом под линиями негабаритных устройств (кранов с поднятой стрелой и т.п.), прямыми ударами молнии, перенапряжениями, неудовлетворительным уходом за оборудованием.
При КЗ токи в покоробленных фазах растут в несколько раз по сопоставлению с их обычным значением, а напряжения понижаются, в особенности поблизости места повреждения.
Протекание огромных токов КЗ вызывает завышенный нагрев проводников, а это ведет к повышению утрат электроэнергии, ускоряет старение и разрушение изоляции, может привести к потере механической прочности токоведущих частей и электронных аппаратов.
К мерам, уменьшающим опасность развития аварий, относятся: выбор рациональной схемы сети, верный выбор аппаратов по условиям КЗ, применение токоограничивающих устройств и т.п.
Для воплощения обозначенных мероприятий нужно найти токи КЗ и учесть нрав их конфигурации во времени.
При расчете токов КЗ принимаю допущения:
— Расчётное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5% выше номинального значения.
— КЗ наступает в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение.
— Сопротивление места КЗ считается равным нулю (железное КЗ).
— Не учитываю сдвиг по фазе ЭДС разных источников питания, входящих в расчётную схему. Источник питания принимают единым в качестве системы (ЕЭС) с нескончаемо большенный полной мощностью SСИС = ?.
— Не учитываю ёмкости, а, как следует, емкостные токи в воздушных и кабельных сетях.
— Не учитываю токи намагничивания трансформаторов.
— Напряжение системы (ЕЭС) остается постоянным.
— Полная симметрия трехфазной системы.
— Не учитываю повышение суммарного тока КЗ со стороны электродвигателей наиболее низких уровней напряжения, чем уровень напряжения точки КЗ.
Для расчета токов КЗ нужно составить схему замещения рассматриваемой сети, другими словами расчетную схему, в какой вводятся все элементы сети электроснабжения, и все электронные и магнитные связи представлены сопротивлениями. Генерирующие источники (в данном случае — система) вводятся в схему замещения надлежащими ЭДС, а пассивные элементы, по которым проходит ток КЗ, индуктивными и, по мере необходимости (при большенный протяженности ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)), активными сопротивлениями.
4.2 Расчет токов трехфазного КЗ
Для расчетов токов недлинного замыкания нужно знать марку провода.
Провода буду использовать сталеалюминевые марки АС в согласовании с [2]. При проектировании ВЛ до 500 кВ выбор сечения проводов проводиться по нормированным обобщенным показателям. В качестве таковых характеристик употребляются нормированные значения экономической плотности
Для нахождения табличного значения из [7] для неизолированных дюралевых проводов, воспользуемся временем использования максимума перегрузки Значение , потому Тогда сечение проводов марки АС рассчитывается согласно формуле:
где, — рабочий ток в наивысшем режиме эксплуатации при .
Таковым образом, беру наиблежайшее обычное сечение провода, АС-240 с .
Проверим данный провод по допустимому току:
;
.
Избранный провод удовлетворяет условию проверки на нагрев.
Схема замещения подстанции
Для расчета токов недлинного замыкания нужно составить схему замещения. Схема замещения для расчета токов КЗ составляется по расчетной схеме сети. Для этого все без исключения элементы схемы заменяются надлежащими электронными сопротивлениями. В расчет принимаем одну питающую ВЛ длиной 70 км (по заданию).
Набросок 4.1- Схема подстанции
Начальные данные для расчета:
— Т1 и Т2 трансформаторы ТДН- 40000/110/10:
— Sном = 40 МВА,
— Uкз вн= 10,5 %.
По справочным данным определяем характеристики избранного провода ВЛ 110 кВ Белоснежный Раст-Московские Водники с проводом АС-240/39:
— удельное активное сопротивление ,
— удельное реактивное сопротивление ,
— длина воздушной полосы L = 70 км.
Схема замещения распределительной сети для расчета токов КЗ представлена на рисунке 4.2.
Набросок 4.2- Схема замещения для расчетов токов КЗ
Задаемся базовой мощностью Sб=1000 МВА. Мощность системы приравняем к бесконечности Sc=. Приведенное к базовой мощности сопротивление определим по формуле:
Сопротивление воздушных линий:
Приводим к базовой мощности активное и реактивное сопротивление линий:
где , — сопротивление трансформатора, приведенное к базовым условиям;
— базовая мощность, кВА;
— номинальное напряжение, кВ.
Сопротивление силовых трансформаторов:
где Sном — номинальная мощность трансформатора;
ДРк — утраты трансформатора при маленьком замыкании;
Uк — напряжение недлинного замыкания, в % от номинального;
Uв ном = 115 кВ.
Приведём приобретенные сопротивления к базовым условиям:
где , — сопротивление трансформатора, приведенное к базовым условиям;
— базовая мощность, кВА;
— номинальное напряжение, кВ.
Упростим эквивалентную схему замещения (набросок 4.2) для определения токов КЗ в точке К1 последующим образом (набросок 4.3):
Набросок 4.3 — Однолинейная эквивалентная схема замещения для расчета токов КЗ в точке К1
Рассчитаем полное эквивалентное сопротивление схемы для определения токов КЗ в точке К1:
где — активное эквивалентное сопротивление;
— реактивное эквивалентное сопротивление.
Определим ток КЗ в точке К1 (шины 110 кВ):
где — данная базовая мощность, кВА;
— полное эквивалентное сопротивление;
— номинальное напряжение для точки К1, кВ.
Определяем ударный ток КЗ в точке К1:
,
где, Ку — ударный коэффициент для времени t = 0.01 c, зависит от соотношения результирующих активного и индуктивного сопротивлений, рекомендуется принимать Kу = 1,75 для 110 и 220 кВ и Kу = 1,67 для 10 кВ.
Упростим эквивалентную схему замещения (набросок 4.2) для расчета токов КЗ в точке К2 последующим образом (набросок 4.4).
Набросок 4.4 — Однолинейная эквивалентная схема замещения для расчета токов КЗ в точке К2
Рассчитаем полное эквивалентное сопротивление схемы (набросок 4.4) для определения токов КЗ в точке К2:
Определим ток КЗ в точке К2 (шины 10 кВ):
Определяем ударный ток КЗ в точке К2:
Таблица 4.1
Сводная таблица токов недлинного замыкания
, кВ
К-1
115
2,25
5,56
К-2
10,5
11,3
26,7
Расчетные токи недлинного замыкания на шинах ВН и НН подстанции вышли маленькие, как следует, доп устройств для понижения этих токов не требуется. Выпускаемые в истинное время выключатели способны отключить таковой ток без доп мер по понижению токов К.З.
5. Выбор высоковольтного оборудования
5.1 Выбор выключателей 110 кВ
Выключатель — это аппарат, созданный для отключения и включения цепей высочайшего напряжения в обычных и аварийных режимах.
Выключатель является главным коммутационным аппаратом в электронных установках, он служит для отключения и включения цепи в всех режимах. Более тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов недлинного замыкания.
К выключателям высочайшего напряжения предъявляются последующие требования:
надёжное отключение токов хоть какой величины от 10-ов ампер до номинального тока отключения;
быстрота деяния, т.е. меньшее время отключения;
пригодность для автоматического повторного включения, т.е. резвое включение выключателя сходу же опосля отключения;
возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ;
удобство ревизии и осмотра контактов и механической части;
взрыво и пожаробезопасность;
удобство транспортировки и обслуживания.
Выбор выключателей делается:
1) по напряжению:
2) по долговременному току:
.
По отключающей возможности:
3) сначала делается проверка на симметричный ток отключения:
,
где — ток КЗ;
— номинальный ток отключения, кА.
4) на электродинамическую устойчивость выключатель проверяется по ударному току недлинного замыкания:
где — ударный ток недлинного замыкания в цепи выключателя;
— амплитудное
5) на тепловую устойчивость выключатель проверяется по термическому импульсу:
,
где — термический импульс по расчёту;
— предельный ток тепловой стойкости по каталогу;
— продолжительность протекания тока тепловой стойкости, с.
.
Проверка выключателей по характеристикам восстанавливающегося напряжения обычно не проводится.
К установке в цепях присоединениях ОРУ-110 кВ принимаем элегазовые выключатели типа вэб-110-40/2500 УХЛ1 с глиняной изоляцией вводов. Характеристики выключателя приведены в таблице 5.1.
Таблица 5.1
характеристики выключателя вэб-110кВ
Наименование
Размерность
1
2
3
Номинальное напряжение Uном
кВ
110
Наибольшее рабочее напряжение Umax
кВ
126
Номинальный ток Iном
А
2500
Номинальный ток отключения Iно
кА
40
Больший пик предельного сквозного тока
кА
102
Действующее значение сквозного тока
кА
40
Больший пик номинального тока включения iнв
кА
102
Действующее значение номинального тока включения Iнв
кА
40
Ток тепловой стойкости
кА
50
время тепловой стойкости
с
3
Время отключения
с
0,055
Собственное время отключения tсв
с
0,035
Исполняем проверку выключателя.
1) По напряжению:
2) По номинальному току:
.
3) По току отключения:
.
4) По величине ударного тока к.з. в сети:
.
5) На тепловую стойкость:
;
;
;
;
;
;
13,8 7500 .
Таковым образом, все условия проверки выполнены.
характеристики выключателя и надлежащие расчетные величины сведем в таблицу 5.2.
Таблица 5.2
характеристики выключателя и расчётные величины
Характеристики выключателя
Соотношение
Расчётные величины для выбора выключателя
=
>
>
>
= 7500
>
13,8
5.2 Выбор разъединителей 110кВ
Разъединитель представляет собой коммутационный аппарат, применяемый для включения и отключения электронных цепей в таковых критериях, при которых на его контактах не возникает длинноватой открытой электронной дуги. В отключенном положении разъединителя на его контактах создается видимый разрыв. Не считая того, разъединители внешной установки рассчитываются на возможность разрыва средством их ножей зарядных токов воздушных и кабельных линий, также токов холостого хода силовых трансформаторов и токов маленьких нагрузок. Потому их контакты нередко снабжаются дугогасительными рогами.
Потому что разъединитель стоит в одной цепи с выключателем, то расчётные величины для него те же, что и для выключателя.
К установке принимается разъединитель внешной установки типа РГП-110/2000 УХЛ1 с двигательным приводом для основных ножей ПДС и ручным приводом для заземляющих ножей ПР-П. Его номинальные характеристики, расчётные величины в его цепи и соотношения меж ними приведены в таблице 5.3.
Таблица 5.3
характеристики разъединителя и расчётные величины
Характеристики разъединителя
Соотношение
Расчётные величины для выбора разъединителя
Uном = 110 кВ
=
Uном.уст = 110 кВ
= 2000 А
>
= 7500
>
13,8
>
Соотношения табличных и расчётных характеристик демонстрируют, что избранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
5.3 Выбор ячеек и выключателей РУ—10 кВ
При напряжении 10 кВ в истинное время наибольшее распространение получили комплектные распределительные устройства (КРУ) с вакуумными выключателями, благодаря своим плюсам:
высочайшая износостойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения;
резкое понижение эксплутационных издержек;
полная взрыво- и пожаробезопасность и возможность работы в брутальных средах;
широкий спектр температур, в каком вероятна работа вакуумной дугогасительной камеры;
завышенная устойчивость к ударным и вибрационным перегрузкам
вследствие малой массы и малогабаритной конструкции аппарата;
случайное рабочее положение и малые габариты, что дозволяет создавать разные компоновки распределительных устройств (РУ);
бесшумность, чистота, удобство обслуживания, обусловленные малыми выделениями энергии в дуге и отсутствие выброса масла, газов при выключении КЗ;
отсутствие загрязнений окружающей среды;
высочайшая надёжность и сохранность эксплуатации, сокращение времени на установка.
В качестве распределительного устройства 10 кВ целенаправлено применить закрытое КРУ промышленного производства, состоящего из отдельных ячеек различного предназначения.
Для комплектования КРУН-10 кВ выберем компактные ячейки К-59, изготовляемые самарским заводом «Электрощит». Данные ячейки отвечают современным требованиям эксплуатации, имеют выкатные телеги с вакуумными выключателями, неопасный доступ к хоть какому элементу КРУ-10.
В составе КРУ сери К-59 входят вакуумные выключатели типа ВБЭ-10 с электромагнитным приводом, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, разрядники, заземляющие ножики, сборные и соединительные шины, опорные и переходные изоляторы.
Для установки вводных выключателей 10 кВ избираем выключатели серии ВБЭ-10-31,5/2000 УХЛ2, ориентируясь на установку на стороне 10 кВ комплектного распределительного устройства внешной установки (КРУН) серии К — 59.
Секционные выключатели принимаем таковыми же, как и вводные на соответственном напряжении.
Произведем выбор и проверку для вводных выключателей на стороне 10 кВ. Считаем, что один трансформатор выведен в ремонт и вся перегрузка подключена ко второму.
Таблица 5.4
характеристики выключателя ВБЭ-10-31,5/2500 УХЛ2
Наименование
Размерность
Номинальное напряжение Uном
кВ
10
Наибольшее рабочее напряжение Umax
кВ
12
Номинальный ток Iном
А
2500
Номинальный ток отключения Iно
кА
31,5
Больший пик предельного сквозного тока
кА
52
Действующее значение сквозного тока
кА
20
Действующее
кА
40
ток тепловой стойкости
кА
31,5
Время тепловой стойкости
с
3
время отключения
с
0,045
Собственное время отключения tсв
с
0,035
Больший рабочий ток:
= 2107,3 А.
1) По напряжению:
.
2) По номинальному току:
.
3) По току отключения:
.
4) По величине ударного тока к.з. в сети:
.
5) На тепловую стойкость:
;
;
;
;
;
;
21,07 2976 .
Характеристики выключателя и надлежащие расчетные величины сведем в таблицу 5.5.
Таблица 5.5
характеристики выключателя и расчётные величины
Характеристики выключателя
Соотношение
Расчётные величины для выбора выключателя
=
>
>
>
= 2976
>
Все условия проверки производятся, потому избранные выключатели могут быть установлены в КРУН — 10 кВ проектируемой подстанции.
Выключатели для отходящих линий 10 кВ избираем ВБЭ-10-20/1000 УХЛ2.
5.4 Выбор трансформаторов собственных нужд
Приемниками электроэнергии собственных нужд (СН) подстанций являются: электродвигатели системы остывания трансформаторов; устройства подогрева масляных выключателей и шифанеров распределительных устройств с установленными в их аппаратами и устройствами; электронное освещение и отопление помещений и освещение местности подстанций. Более ответственными приемниками СН являются устройства системы управления, релейной защиты, сигнализации, автоматики и телемеханики. От этих приемников СН зависит работа основного оборудования подстанций, прекращение их питания даже краткосрочно приводит к частичному либо полному отключению подстанции. Приемники собственных нужд, перерыв в электроснабжении которых не вызывает отключения либо понижения мощности электроустановки, относятся к неответственным.
В таблице 5.6 отображены пользователи собственных нужд (СН) ПС и их суммарная перегрузка с учетом коэффициента спроса. Расшифровка обозначений таблицы:
— P — номинальная активная мощность единичного пользователя СН (кВт).
— N — количество единичных потребителей СН (шт.);
— PN — суммарная активная мощность пользователя СН (кВт);
— КСПР — коэффициент спроса на пользователя СН (о.е);
— cosц — коэффициент мощности пользователя СН (о.е);
— SРАСЧ — расчетная перегрузка пользователя СН (кВа);
— SРАСЧ.У — суммарная расчетная перегрузка всех потребителей СН (кВа).
Таблица 5.6
Черта потребителей собственных нужд
Пользователи собственных нужд
Р, кВт
N, шт.
РN, кВт
КСПР
cosц
SРАСЧ, кВа
Освещение ОРУ-0кВ
5
—
5
0,5
1
2,5
Отопление, освещение, вентиляция КРУН-10 кВ
7
—
7
0,7
1
4,9
Отопление, освещение, вентиляция ОПУ
100
—
100
0.7
1
70
Отопление и освещение склада
5,5
—
5,5
0,2
1
1,1
Движки системы остывания силового трансформатора и РПН
5
2
10
0,85
0,85
8,5
Отопление шифанеров КРУ
1
39
39
1
1
39
Электроподогрев элегазовых выключателей и его приводов
5
3
15
1
1
15
Электроподогрев привода разъединителя 110 кВ
0,6
8
4,8
1
1
4,8
Электропитание телемеханики и аппаратуры связи
2
—
2
1
1
2
Электроподогрев шкафа РЗ
1
12
12
1
1
12
Электропитание системы пожаротушения
15
—
15
1
1
15
Зарядно-подзорядное устройство
35
2
70
0,12
11
8,4
Итого:
В согласовании с [1], разумеется, что на ПС будет достаточна установка 2-ух ТСН. Их эксплуатацию можно выполнить последующими методами:
1. один из 2-ух ТСН питает всю нагрузку СН, а 2-ой находится в автоматическом резерве.
2. Два ТСН работают вместе с загрузкой 50-70% от номинальной мощности ТСН. При всем этом секции шин 0,4 кВ питают нагрузку раздельно.
К установке принимаю 2-ой вариант эксплуатации ТСН.
На проектируемой ПС будет отсутствовать неизменный оперативный персонал, потому формула для выбора номинальной мощности ТСН такая:
где — номинальная мощность ТСН.
— суммарная расчетная перегрузка всех потребителей СН.
Таковым образом, наиблежайшая обычная мощность трансформатора равна 250 кВА. Избираем ТСН типа ТМ 250 10/0,4.
Таблица 5.7
Паспортные данные трансформатора ТМ 250 10/0,4
Тип трансформатора
Масса, кг
ТМ 250 10/0,4
250
0,85
2,9
4
1150
5.5 Выбор ограничителей перенапряжения
До 70-х годов обычным аппаратом для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжения является вентильный разрядник, который содержал нелинейный элемент с симметричной вольт-амперной чертой на базе карбида кремния и поочередно включенные с ним искровые промежутки. Из-за относительно слабенькой нелинейности не линейного элемента он не мог подключаться к сети конкретно, потому что при рабочем напряжении через него протекал бы значимый ток.
В 70-х годах возникли нелинейные элементы на базе окиси цинка, имеющие вольт-амперные свойства с еще большей нелинейностью, что дозволяло подключать их к сети конкретно, без поочередных искровых промежутков. В нашей стране защитные аппараты с оксидно-цинковыми элементами получили заглавие ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН). За рубежом подобные аппараты именуются безыскровыми разрядниками. Отсутствие поочередных искровых промежутков дозволяет существенно сделать лучше защитные свойства аппарата и уменьшить его массогабаритные характеристики. К началу 70-х годов безыскровые защитные аппараты получили преимущественное распространение.
ОПН представляет собой аппарат опорного типа и содержит высоконелинейный резистор, состоящий из поочередно соединенных в колонку дисков оксидно-цинковых варисторов производства наилучших забугорных компаний, помещенных в изоляционную оболочку. Огранчители выполнения УХЛ1 имеют взрывобезопасный чехол из комбинированной полимерной изоляции: стеклопластиковый цилиндр с оребренным покрытием из кремнийорганической резины.
Принцип работы ОПН заключается в последующем: в обычном режиме через аппарат протекает незначимый ток (порядка толикой мА) при возникновении всплесков перенапряжений хоть какой физической природы из-за резкой нелинейной вольт-амперные свойства ограничителя ток через него растет до значений от ампер до 10-ов килоампер, снижая уровень перенапряжения до данных значений.
Избираем ограничители перенапряжения.
Для напряжения 10 кВ избираем ОПН-10/11-10(I)УХЛ1.
Для напряжения 110 кВ избираем ОПН-110/73-10(I)УХЛ1.
5.6 Выбор заземлителей нейтралей силовых трансформаторов
В установках 110 кВ в нейтрали трансформатора предусматривается заземлитель нейтрали ЗОН, который выбирается по этим же показателям, что и разъединитель.
К установке принимается ЗОН-110М-1-У1-1, тип привода ПРН-11У1.
Не считая заземлителя нейтрали ЗОН-110 в нейтрали трансформатора устанавливается ограничитель перенапряжения, созданный для защиты нейтрали от коммутационных и атмосферных перенапряжений. Ограничители перенапряжения должны быть выбраны на то напряжение, на которое выполнена изоляция нейтрали трансформатора.
К установке принимается: ОПН-110/73-10(I)УХЛ1.
5.7 Выбор измерительных трансформаторов тока
Трансформатор тока (ТТ) предназначен для уменьшения первичного тока до величин, более комфортных для измерительных устройств и реле, также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высочайшего напряжения.
Выбор ТТ при проектировании РУ заключается в выборе типа трансформатора, определении ожидаемой перегрузки и сравнении её с номинальной, проверке на электродинамическую и тепловую стойкость. Класс точности намечают в согласовании с предназначением трансформатора тока: класс точности 0,5 — применяем для присоединения счётчиков валютного расчёта; класса 1 — для всех технических измерительных устройств; класса 3 и 10 — для релейной защиты.
Контроль за режимом работы подстанции осуществляем при помощи контрольно-измерительных устройств: вольтметра, ваттметра, варметра, счётчиков активной и реактивной энергии. Выбор и сопоставление трансформаторов тока приведён в таблицу.
Выбор измерительных трансформаторов тока.
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока выбираются по наибольшему рабочему току перегрузки:
,
где — номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, А.
Номинальное напряжение трансформатора тока обязано соответствовать номинальному напряжению сети.
Трансформаторы тока 10 кВ.
Выберем трансформаторы тока для установки в цепи секционного, и вводных выключателей трансформатора на стороне 10 кВ. Для их = 2107,3 А. Избираем трансформаторы тока ТОЛ — 10 — 2500/5 У3 у каких = 2500 А. Надлежащие расчётные величины для трансформаторов тока такие же, как и для выключателей.
Номинальные характеристики трансформаторов тока, расчётные величины в его цепи и соотношения меж ними приведены в таблице 5.9.
Таблица 5.8
характеристики трансформаторов тока и расчетные величины
Характеристики трансформатора тока
Соотношение
Расчетные величины для выбора трансформатора тока
=
>
>
>
Из сопоставления видно, что условие проверки производятся.
Трансформаторы тока 110 кВ.
Т.к. элегазовые выключатели ВЭБ-110 имеют интегрированные трансформаторы тока типа ТВГ-110-5Р-600/5 и ТВГ-110-0,2-600/5, с классами точности 5Р и 0,2S. Надлежащие расчётные величины для их такие же, как и для выключателей.
Номинальные характеристики трансформаторов тока, расчётные величины в его цепи и соотношения меж ними приведены в таблице.
Надлежащие расчётные величины для их такие же, как и для выключателей.
Номинальные характеристики трансформаторов тока, расчётные величины в его цепи и соотношения меж ними приведены в таблице 5.10.
Таблица 5.10
характеристики трансформаторов тока и расчетные величины
Характеристики трансформатора тока
Соотношение
Расчетные величины для выбора трансформатора тока
=
>
>
>
>
Таковым образом, избранный трансформатор тока удовлетворяет условиям выбора и проверки.
Разглядим подробнее выбор трансформатора тока по классу точности для более загруженного трансформатора тока: . Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор тока с присоединенными к нему устройствами.
Допустимое сечение кабеля определим по формуле:
,
где — номинальная вторичная перегрузка (1,2 Ом);
— сопротивление устройств, присоединенных к трансформатору;
— мощность всех устройств в более нагруженной фазе;
— сопротивление контактных соединений (при числе устройств наиболее 3-х = 0,1 Ом);
— расчетная длина контрольного кабеля, зависящая не только лишь от настоящей его длины, да и от схемы соединения трансформаторов;
— удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для меди = 0,0175 Оммм2/м).
Для определения мощности, потребляемой устройствами в цепи трансформаторов тока, нужно найти потребляемую каждым устройством мощность. Список и характеристики устройств в цепи трансформаторов тока приведено в таблице 5.11.
Таблица 5.11
Список и характеристики устройств в цепи ТТ-ТВГ-110-0,2-600/5
Устройство
Тип устройства
Перегрузка фазы
А
В
С
1
Амперметр, ВА
ЩП120
—
3,0
—
2
Ваттметр, ВА
ЦП8506-120
5,0
—
5,0
3
Варметр, ВА
ЦП8506-120
5,0
—
5,0
4
Счетчик интенсивно/реактивной энергии, ВА
Меркурий 233 ART
2,0
2,0
2,0
Sпр, ВА
12,0
5,0
12,0
На базе таблицы определим:
— сопротивление устройств:
— допустимое сечение кабеля:
Примем к установке кабель КВВГ с медными жилами сечением 4 мм2. Определим сопротивление избранного кабеля:
Определим вторичное расчетное сопротивление:
Из сопоставления видно, что условие проверки по классу точности производится.
5.8 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) предусмотрены для преобразования напряжения до значения, комфортного для измерения. Трансформаторы, созданные для присоединения счётчиков, должны отвечать классу точности 0,5. Для присоединения щитовых измерительных устройств употребляют трансформаторы классов 1,0 и 3,0; для релейной защиты — 0,5, 1,0 и 3,0.
Трансформаторы напряжения 10 кВ.
Номинальное напряжение трансформаторов напряжения обязано соответствовать напряжению сборных шин, на которых они будут установлены. Класс точности трансформаторов напряжения для подключения КИП — 0,5.
Вторичная перегрузка трансформаторов напряжения каждой секции сборных шин представлена в таблице 5.12.
Вторичная перегрузка трансформаторов напряжения:
Потому что на стороне 10 кВ будет установлено КРУН. То избираем трансформаторы напряжения 3НОЛ.09 — 10 У2, для которого , в классе точности 0,5. Три трансформатора напряжения, соединенные в звезду, имеют мощность что больше чем таковым образом, избранные трансформаторы напряжения будут работать в требуемом классе точности 0,5.
Таблица 5.12
Вторичная перегрузка трансформаторов напряжения 10 кВ
Устройство
Тип
Потр. мощность
Кол-во приб.
Суммарная мощность S
Вольтметр
Э365
0,1
1
0
2
0,2
Ваттметр
Д365
1,5
1
0
2
3
Варметр
Д335/1
2,5
0,38
0,925
2
5
Счётчик активной энергии
САЗ-И680
2
0,38
0,925
10
20
Счётчик реактивной энергии
СР4И-673
2
0,38
0,925
1
20
РЗиА
5
1
0
0
5
Трансформаторы напряжения 110 кВ.
Проверку работы ТН в классе точности создают по его суммарной перегрузке, которая определяется подключаемыми устройствами.
Согласно РД 34.09.101-94 и ПУЭ 7 издание, определяем набор устройств для каждой группы присоединений и составим таблицу 5.13. Подсчёт мощности произведём раздельно по активной и реактивной составляющим. При всем этом учтём, что cosц обмоток устройств, не считая счётчиков, равен единице. У счётчиков интенсивно/реактивной энергии cosц=0,38, а sinц=0,925.
Полная суммарная потребляемая мощность:
Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НКФ — 110 II У1 с номинальной мощностью в классе 0,5 S2н = 200 ВА, соединенные в группу.
т.е. условие проверки по классу точности производится.
Таблица 5.13
Вторичная перегрузка трансформатора напряжения 110 кВ
Устройство
Тип
Потр. мощность
Кол-во приб.
Суммарная мощность S
1
2
3
4
5
6
7
Вольтметр
Э365
0,1
1
0
3
0,3
Ваттметр
Д365
1,5
1
0
2
3
Варметр
Д335/1
2,5
0,38
0,925
2
5
Счётчик активной энергии
СА4У-И670(3)СР4
2,5
0,38
0,925
3
7,5
Счётчик реактивной энергии
У-И670(3)
2,5
0,38
0,925
3
7,5
РЗиА
5
1
0
1
5
5.9 Выбор оборудования частотной связи
Для обеспечения надежной телефонной связи меж отдельными электростанциями и подстанциями энергосистемы, для работы релейной защиты также для управления работой подстанции на расстоянии применяется частотная радиосвязь, направленная по проводам линий электропередачи 110кВ.
Для данной цели на ОРУ 110кВ устанавливается особое оборудование, относящееся к частотной связи, защите и телемеханике:
а) высокочастотные резонансные заградители,
б) конденсаторы связи с элементом для отбора силовой мощности
Выбор частотного заградителя.
Заградители предусмотрены для ограничения зоны распространения токов высочайшей частоты, другими словами для уменьшения утечки токов высочайшей частоты каналов связи по полосы электропередачи в сторону обратную направлению к корреспонденту. Заградитель представляет собой частотный заградительный фильтр и состоит из силового реактора и элемента опции. Реактор заградителя рассчитан на долгое прохождение по нему рабочего тока полосы и краткосрочное — токов недлинного замыкания. Элемент опции врубается параллельно реактору и служит для того, чтоб повысить сопротивление заградителя на определенной частоте либо полосе частот. Высокочастотные заградители подвешивают на одноцепных, двухцепных гирляндах на траверсах порталов или устанавливают на колонке конденсатора связи либо шинной опоре.
]]>