Секционным выключателем

Питание потребителей напряжением 380/220 В осуществляется от двухтрансформаторной комплектной трансформаторной подстанции (КТП) 6 (10)/0,4—0,23 кВ с секционированием сборных шин и АВР с секционными выключателями как на стороне 6(10) кВ, так и на стороне 0,4— 0,23 кВ. Для питания особо ответственных потребителей («особой группы») в период перерыва электроснабжения от энергосистемы на время, большее 1 мин, предусматривается дизель-электрическая станция, запускаемая автоматически при исчезновении напряжения на шинах 6(10) кВ подстанции. Мощность этой станции 250—500 кВт. К числу потребителей этой группы относятся входная, выходная электрозадвижки и задвижки для работы нефтепровода при отключившейся насосной станции, противопожарный пенный насос и его задвижка, освещение насосной, противопожарная автоматика, системы автоматики и телемеханики насосной станции. Пожарные и пенные насосы кроме электрического привода снабжаются и дизельным. Указанная мощность дизельной электростанции определяется без учета их нагрузок.

На секционных выключателях при наличии специальных защит шин, а также на шиносоединительных нормально включенных выключателях при наличии обходных защиты имеют другое основное назначение: обеспечение в аварийных ситуациях более полноценного (например, лучшего по чувствительности) удаленного дальнего резервирования путем разрезания (деления) шин на части ши-носоединительными и секционными выключателями. Часто это достигается совместно с местным дальним резервированием, например защитами от внешних КЗ на трансформаторах, автотрансформаторах, которые, как указывалось в гл. 12 и 13, с меньшей выдержкой времени действуют на секционные, шиносоединительные выключатели и толь-

до 1500 А. Наличие сдвоенных реакторов дает возможность иметь в РУ напряжением 6—10 кВ 2—4 секции сборных шин с секционными выключателями.

и той же причине не были поражены оба щита. С РЩУ производится управление дизель-генераторными установками и другими аварийными источниками, а также секционными выключателями в РУ 6 кВ собственных нужд.

но с секционными выключателями в обеих системах шин.

Шины напряжением ПО кВ имеют четыре секции, соединенные нормально разомкнутыми секционными выключателями, и обходные шины. Две секции получают питание от независимых частей заводской теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) и две секции от подстанции энергосистемы. Питание УРП 110 кВ осуществляется одноцепными воздушными линиями 110 кВ, которые в пределах ограды завода по соображениям экономии территории переходят в двухцепные. По компоновке и конструктивной части выполнения УРП ПО кВ приводятся два варианта.

На 2-46 приведена схема типовой подстанции на напряжение 110/6—10 кВ с двумя трансформаторами мощностью по 25—40 MB-А с расщепленными обмотками с применением отделителей (ОД) и ко-роткозамыкателей (КЗ). Каждая ветпь обмотки подключена к отдельной секции шин 6—10 кВ, которые попарно связаны секционными выключателями, т. е. секции I С и II С, питаемые от трансформатора /, связаны соответственно с секциями III С и IV С, питаемыми от трансформатора 2. Таким образом, секции, питаемые от разных трансформаторов, могут взаимно резервировать друг друга в случае аварии или ревизии трансформатора.

ности нагрузок в пределах 6—8 МВт/км» экономически обоснованно применение лишь крупных РП [52.2], питание которых осуществимо по радиальным схемам ( 52.9). Схема 52.9, а характеризуется тем, что секционные выключатели шин 10 (6)—20 кВ как на ИП, так и на РП включены, что обусловливает непрерывное равенство нагрузок обеих ПЛ и минимальные потери мощности и электроэнергии в питающей сети. Вместе с тем при повреждениях указанных выше секционных выключателей произойдет полное отключение РП, который при его нагрузке не менее 10 МВт относится к первой категории по требованиям надежности электроснабжения. Указанного недостатка не имеет схема 52.19, б, работающая с отключенными секционными выключателями ИП и РП и

трехагрегатных компрессорных станциях можно соединять между собой параллельно для облегчения пуска приводных двигателей компрессоров и уменьшения числа токопроводов (два вместо четырех). На компрессорных станциях с шестью машинами соединение вторичных обмоток трансформаторов недопустимо по условию устойчивости оборудования к действию токов короткого замыкания. Все оборудование распределительного устройства 10 кВ размещается в зданиях из металлических панелей. Четыре секции распределительного устройства 10 кВ, снабженные вводными выключателями, попарно соединены между собой секционными выключателями.

В развернутой схеме АВР с секционным выключателем, работающая на переменном оперативном токе ( 2.44), при исчезновении напряжения на резервируемой секции шин срабатывают реле напряжения PHI, РН2 или РИЗ, РН4.

Схема с выключателями высокого напряжения и релейной защитой на вводах 110 (220) кВ и секционным выключателем на шинах 110 (220) кВ является более маневренной (см. 11.8). Она позволяет переводить питание подстанции с одной линии на другую и переводить питание любого

Категория надежности потребителей определяет их схему электроснабжения. Потребители категории I должны иметь два независимых источника питания с устройством автоматического включения резерва (АВР) между ними и питаться по двум рабочим линиям. Практически это достигается секционированием шин на стороне 6(10) кВ, (в ЗРУ), так и на стороне 0,4 кВ [щитовое силовое устройство (ЩСУ) ] . Каждая система шин в этих случаях является независимым источником питания, причем секции шин 0,4 кВ запитываются через отдельные трансформаторы 6(10)70,4 кВ. При такой схеме все потребители могут работать либо раздельно, либо параллельно с автоматическим разделением секционным выключателем в случае аварии в сети одной из секций шин. Кроме того, двигатели привода ответственных механизмов одного назначения обычно дублируются и также делятся на две независимые группы. Такие двигатели снабжаются технологическим АВР.

Схема электрических соединений электростанций с одиночной секционированной системой сборных шин ( ЗА, б). Деление схемы на две секции (/ и 2> секционным выключателем Всеки делает ее более гибкой и обеспечивает бесперебойность питания потребителей. В этом случае при ревизии, осмотре, очистке изоляторов или ремонте шин одной из секций теряется мощность лишь части станции. При аварии на одной из секций или при отказе в работе

При большом числе секций и отходящих линий, что имеет место при значительной мощности станции и большой выдаче энергии с шин генераторного напряжения, такая схема становится громоздкой. По этим причинам схемы с обходной системой шин применяются редко в устройствах генераторного напряжения и обычно используются в установках повышенного напряжения на 110 кВ и выше. Схема электрических соединений электростанций с двойной системой сборных шин ( 3.6). Эту схему используют при отсутствии резерва в сети и большом количестве линий генераторного напряжения. Система шин 1 ( 3.6, а) считается рабочей, 2 — резервной. Каждое присоединение подключено к шинам через развилку из разъединителей Р1 и Р2 и один выключатель; шины связаны между собой шиносоединительным выключателем ШСВ. Рабочая система шин иногда секционируется секционным выключателем Д.-окц ( 3.6, б) и при необходимости — секционным реактором. На каждой секции устанавливается свой шиносоединительный выключатель, что увеличивает гибкость схемы. При ревизии или чистке одной из секций рабочей системы шин все присоединения этой

Читайте так же:

Температура эксплуатации автоматического выключателя

10.5. Схема АВР с секционным выключателем и пружинным приводом в сети выше 1000 В:

АВР с секционным выключателем и пружинным приводом приведена на 10.5. В схеме имеется двигатель привода М, отключаемый конечным выключателем ВК. Для питания реле блокировки РБ предусмотрен выпрямитель. Выключатели В1 и В2 включены, В отключен. Готовность устройства АВР сигнализируется лампой ЛГ. Избиратель управления ИУ установлен в положение АВР. Реле минимального напряжения РН1 — РН4 и реле блокировки РБ включены. Контакт пружинного привода Впр замкнут.

Чем больше секций на электростанции, тем труднее поддерживать одинаковый уровень напряжения, поэтому при трех и более секциях сборные шины соединяют в кольцо. В схеме на 5.10 первая секция может быть соединена с третьей секционным выключателем и реактором, что создает кольцо сборных шин. Нормально все секционные выключатели включены, и генераторы работают параллельно. При КЗ на одной секции отключаются генератор данной секции и два секционных выключателя, однако параллельная работа других генераторов не нарушается.

а — схема с совмещенным обходным и секционным выключателем и отделителями в цепях трансформаторов; 6

режим замены линейного выключателя обходным; в — схема с обходным и секционным выключателями

Категория надежности потребителей определяет их схему электроснабжения. Потребители категории I должны иметь два независимых источника питания с устройством автоматического включения резерва (АВР) между ними и питаться по двум рабочим линиям. Практически это достигается секционированием шин на стороне 6(10) кВ [в закрытое распределительное устройство (ЗРУ)], так и на стороне 0,4 кВ [в щитовое силовое устройство (ЩСУ)]. Каждая система шин в этих случаях является независимым источником питания, причем секции шин 0,4 кВ запитываются через отдельные трансформаторы (6)10/0,4 кВ. При такой схеме потребители могут работать либо раздельно, либо параллельно с автоматическим разделением секционным выключателем в случае аварии в сети одной из секций шин. Кроме того, двигатели привода ответственных механизмов одного назначения обычно дублируются и также делятся на две независимые группы. Такие двигатели снабжаются технологическим АВР.

На 1.7,6 приведена структурная схема электрической станции двухсекционной системы. Деление схемы на две секции секционным выключателем Вс делает ее более гибкой по сравнению с предыдущей схемой и обеспечивает бесперебойность питания потребителей. В этом случае при ревизии, осмотре, очистке изоляторов или ремонте шин одной из секций теряется мощность лишь части станции. При аварии на одной из секций или при отказе в работе релейной защиты отходящих линий вначале отключается секционный выключатель, релейная защита которого имеет меньшую выдержку времени, чем защита генераторов; затем—генераторы поврежденной секции. Это приводит к локализации аварии одной секции и к сохранению нормальной работы другой.

Оперативные переключения на подстанциях — Переключения на подстанциях, выполненных по упрощенным схемам

Последовательность основных операций и действий при отключении и включении электрических цепей на подстанциях, выполненных по упрощенным схемам
На подстанциях, выполненных по упрощенным схемам, обычно отсутствуют сборные шины и выключатели со стороны высшего напряжения, но обязательно имеются выключатели у трансформаторов со стороны среднего и низшего напряжений. Такие подстанции подключаются по схеме блока трансформатор-линия с отделителями (рис. 9.4), двух блоков с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий (рис. 9.5), по схеме мостика с автоматическими отделителями (или выключателем) в перемычке (рис. 9.6) и др.
Перемычки в схемах подстанций играют существенную роль как при переключениях на линиях и трансформаторах при выводе их в ремонт, так и при автоматических отключениях оборудования и создании послеаварийных режимов работы.
Подстанции, выполняемые по схеме рис. 9.5, подключаются в рассечку проходящей линии, и через их перемычки осуществляется транзит мощности. Для повышения надежности и оперативности схемы параллельно перемычке с выключателем, устанавливают перемычку из разъединителей. В этом случае перемычка из разъединителей выполняет функции ремонтной перемычки, замыкаемой только на время ремонта выключателя.

Рис. 9.4. Схема блока трансформатор-линия с отделителями и короткозамыкателем
Подстанции, выполняемые по схеме рис. 9.6, подключаются ответвлениями к двум (двухцепным) проходящим линиям. Отделители в перемычке нормально отключены и замыкаются автоматически при устойчивом повреждении и отключении защитой одной линии.
Подстанции по упрощенным схемам снабжают автоматическими устройствами, предназначенными для автоматического устранения аварийных ситуаций на подстанциях и питающих линиях.
С точки зрения переключений наибольший интерес представляют двухтрансформаторные подстанции. Ниже рассматривается последовательность операций и действий персонала при отключении и включении питающих линий и трансформаторов на подстанциях с упрощенными схемами.
Отключение линии W 1 (рис. 9.5): на подстанции А отключают выключатель Q 1 и линейные разъединители QS ; на подстанции Б отключают линейные разъединители QS 1, при этом с линии снимают напряжение. В данном случае персонал должен знать, что отключение зарядного тока линии линейными разъединителями допустимо.
Включение линии W 1: на подстанции А включают линейные разъединители QS и затем выключатель Q 1 — линию опробуют напряжением. Подачу напряжения на линию осуществляют с помощью выключателя, чтобы проверить исправность линии и отсутствие на ней заземлений, которые могли быть забыты ремонтным персоналом, если линия выводилась в ремонт . Подача напряжения на линию включением разъединителей на подстанции Б (без предварительного опробования напряжением с помощью выключателя) сопряжена с опасностью для персонала. Далее отключают выключатель Q 1 линии W 1 на подстанции А — с линии снимают напряжение; с привода выключателя Q 1 снимают напряжение оперативного тока. На подстанции Б проверяют (штангой, указателем напряжения) отсутствие напряжения на вводе линии и включают линейные разъединители QS 1 — на линию подают напряжение. На подстанции А подают напряжение оперативного тока на привод и включают выключатель — линию W 1 ставят под нагрузку.
Отключение трансформатора Т1 в ремонт (рис. 9.6), когда включены АПВ выключателей 10 кВ трансформаторов, АВР секционного выключателя 10 кВ и отделителей 110 кВ, выполняют в следующей последовательности:
— переводят питание нагрузки собственных нужд (0,4 кВ) полностью на трансформатор Т2СН ; отключают рубильник и снимают предохранители со стороны 0,4 кВ трансформатора Т1СН , чтобы исключить возможность обратной трансформации;
— настраивают дугогасящий реактор L 2 на суммарный зарядный ток отходящих от шин 10 кВ линий и отключают разъединитель дугогасящего реактора L 1;
— автоматические регуляторы напряжения трансформаторов Т1 и Т2 переключают с автоматического на дистанционное управление. Переводят РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением трансформатора Т2 ;
— отключают АВР отделителей 110 кВ (в соответствии с инструкцией), АПВ выключателя Q 3 и АВР секционного выключателя;
— включают секционный выключатель СВ 10 кВ и после проверки на нем нагрузки отключают выключатель Q 3 трансформатора Т1 ;
— переключают АРКТ трансформатора Т2 с дистанционного на автоматическое регулирование;
— автоматический регулятор напряжения под нагрузкой (РПН) трансформатора Т1 устанавливают в положение, соответствующее номинальному напряжению (если оно было выше номинального) и отключают АРКТ;
— проверяют, отключен ли выключатель Q 3, и тележку с выключателем устанавливают в ремонтное положение;
— включают заземляющий разъединитель в нейтрали обмотки 110 кВ трансформатора Т1 ;
— дистанционно отключают отделители QR 1 — отключают намагничивающий ток трансформатора Т1;
— отключают линейные разъединители QS 1 и разъединители в перемычке QS 3.
При подготовке рабочего места выполняют комплекс мероприятий, предусмотренных правилами безопасности.
Включение в работу трансформатора Т1 . После окончания ремонта, осмотра оперативным персоналом места работ и снятия защитных заземлений операции и действия проводят в следующей последовательности:
— проверяют, отключен ли короткозамыкатель QN 1, который при работах мог быть включен ремонтным персоналом;
— проверяют, включен ли разъединитель в нейтрали обмотки 110 кВ трансформатора Т1 ;
— проверяют, отключены ли отделители QR 3, после чего включают разъединители QS 3;
— при отключенном положении выключателя Q 3 перемещают его тележку в контрольное положение и соединяют электрические разъемы в шкафу;
— проверяют положение переключателя ответвлений трансформатора Т1 (оно должно соответствовать номинальному напряжению);
— включают отделители QR 1 и включением линейных разъединителей трансформатор Т1 ставят под напряжение;
— после проверки полнофазности включения трансформатора под напряжение, что устанавливается визуально по положению ножей трех фаз разъединителей QS 1, отделителей QR 1 и нормальному углу трансформатора, отключают заземляющий разъединитель в нейтрали обмотки 110 кВ;
— вкатывают в рабочее положение тележку с выключателем Q 3;
— переключают АРКТ трансформатора T 2 с автоматического на дистанционное регулирование;

Читайте так же:

Схема включения коридорного проходного выключателя

Рис. 9.5. Схема двух блоков с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

Рис. 9.6. Схема двухтрансформаторной ответвительной подстанции с автоматическими отделителями в перемычке

— переключают на дистанционное регулирование АРКТ трансформатора Т1 и устанавливают его РПН в положение, в котором находится РПН работающего трансформатора Т2 ;
— включают выключатель Q 3 и проверяют распределение нагрузки между трансформаторами Т1 и Т2 , затем отключают секционный выключатель СВ 10 кВ.
Далее включают АВР секционного выключателя 10 кВ, АПВ выключателя Q 3 и АВР отделителей 110 кВ;
— переключают АРКТ трансформаторов Т1 и Т2 с дистанционного на автоматическое регулирование;
— устанавливают предохранители и включают рубильник на стороне 0, 4 кВ трансформатора ТУ и создают нормальную схему питания нагрузки собственных нужд;
— включают дугогасящий реактор L 1 и восстанавливают нормальный режим компенсации емкостных токов.
В том случае, когда к двум параллельным линиям подключена ответвлением лишь одна подстанция, отключение намагничивающего тока трансформатора часто производят не отделителями, а выключателями на питающих подстанциях. Для этого на ответвительной подстанции переводят питание нагрузки с отключаемого трансформатора на другой, остающийся в работе. Затем на питающих подстанциях отключают выключатели линии, снимая напряжение сразу с линии и подключенного к ней трансформатора.
Далее на ответвительной подстанции отключают отделители трансформатора и линейные разъединители, после чего линию включают в работу, а отключенный трансформатор готовят к ремонту. При включении трансформатора в работу с линии опять снимают напряжение отключением выключателей на питающих подстанциях. На ответвительной подстанции включают отделители трансформатора и линейные разъединители, потом на линию и трансформатор подают напряжение включением выключателя на питающей подстанции и далее линию включают в транзит. Заметим, что этот способ отключения и включения трансформатора связан с кратковременным ослаблением схемы сети и его применение зависит от режима нагрузки линии.
Отключение для ремонта линии W 1 (рис. 9.6) выполняется в следующей последовательности: на ответвительной подстанции Б отключают АВР секционных отделителей в перемычке QR 3 и переводят питание нагрузки собственных нужд с трансформатора Т1 CH на Т2СН ; отключают АВР секционного выключателя, включают секционный выключатель СВ и тут же отключают выключатель Q 3 трансформатора Т1 . На подстанциях А и В отключают выключатели Q 1 и Q 5 соответственно, а потом линейные разъединители. На подстанции Б отключают линейные разъединители QS 1. Заземляют отключенную линию W 1 в соответствии с требованиями правил безопасности.
Заметим, что на подстанции Б не проводились операции заземления нейтрали и отключения L 1 трансформатора Т1 , так как коммутация трансформатора и линии осуществлялась не отделителями, а выключателем, неодновременностью расхождения контактов фаз которого практически пренебрегают. После отключения линии в ремонт на подстанции Б может быть включен в работу трансформатор Т1 , который соединяют через перемычку с оставшейся в работе линией W 2. Если на время ремонта линии W 1 трансформатор T 1 остается отключенным, необходимо настроить L 2 на суммарный зарядный ток линий, отходящих от 1-й и 2-й секций 10 кВ.
Включение после ремонта линии W 1 (рис. 9.6), если на подстанции Б трансформатор T 1 находился в резерве, производят в следующей последовательности: снимают защитные заземления со всех сторон линии W 1; на подстанции Б, а затем на подстанциях А и В включают линейные разъединители; на подстанции А (или на подстанции В, если инструкциями установлен именно такой порядок подачи напряжения на линию) включают выключатель Q 1, выключателем на другой стороне линии включают ее в транзит и проверяют наличие нагрузки. После этого восстанавливают нормальную схему на подстанции Б.
В рассмотренной последовательности операций напряжение сразу подавалось на линию W 1 и трансформатор Т1 подстанции Б включением выключателя на подстанции А.

Схемы и основное электрооборудование главных понизительных подстанций

Главные понизительные подстанции, питающие крупные промышленные предприятия, включают в себя распределительные устройства на напряжение 35. 220 и 6 (10) кВ, главные трансформаторы на напряжение 35. 220/6 (10) кВ, трансформаторы собственных нужд на напряжение 6 (10)/0,4 кВ, конденсаторные батареи напряжением 6 (10) кВ, щиты управления электроснабжением, мастерские и т. д.

Читайте так же:

Рамки для защиты обоев под выключателями

На ГПП, как правило, устанавливают два одинаковых трансформатора на 35. 220/6 (10) кВ. Необходимость двух трансформаторов обусловлена тем, что на современных промышленных предприятиях преобладают нагрузки второй категории и обычно имеются нагрузки первой категории, для питания которых необходимо иметь два независимых источника. Установка более двух трансформаторов неэкономична и применяется в основном лишь при расширении предприятия. Главные понизительные подстанции размещают вблизи центра нагрузки.

При установке на ГПП двух трансформаторов, питаемых от разных линий электропередачи, создаётся возможность применения надёжных и высокоэкономичных упрощённых схем: блока линия 35. 220 кВ — трансформатор ГПП и блока линия на 35. 220 кВ — трансформатор ГПП — токопровод на 6 (10) кВ. Эти схемы не содержат сборных шин и выключателей на стороне первичного напряжения ГПП, а на стороне вторичного напряжения 6 (10) кВ обычно имеют одиночную секционированную систему шин или токопроводы от каждого трансформатора. Одно- трансформаторные ГПП можно применять при наличии возможности обеспечить резервное питание нагрузок первой и второй категорий по сети напряжением 6 (10) кВ от соседних подстанций или ТЭЦ. Экономичность этих схем и индустриализация монтажа подстанций возросли в связи с изготовлением последних на заводе в виде блочных подстанций типа КТПБ.

На рис. 1 приведена схема ГПП напряжением 35. 220/6 (10) кВ для предприятия средней мощности, получающего электроэнергию от энергосистемы по двум радиальным линиям BЛ1 и BЛ2. Трансформаторы Т1, Т2 подключают к линиям только через разъединители QS1, QS2 РЛНД (разъединитель с линейным контактом, наружной установки, двухколонковый), так как при радиальной схеме нет необходимости в отделителях. Перемычка между цепями напряжением 35. 220 кВ, позволяет питать каждый трансформатор не только от своей, но и от другой линии. По условиям ремонта в перемычку включают последовательно два разъединителя (на схеме QS3, QS4). Согласно СН 174-75, следует применять в основном схему без перемычки напряжением 35. 220 кВ, но допускается использование её в тех случаях, когда по условиям работы ГПП возникает необходимость в питании двух трансформаторов от одной линии, например при загрузке трансформаторов свыше 70 %, когда при отключении одного из них нагрузка другого превышает 140%.

Рис. 1. Схема ГПП напряжением 35. 220/6 (10) кВ с секционированной системой шин на стороне напряжения 6 (10) кВ

На вводах к трансформаторам устанавливают короткозамыкатели QK1, QK2: в сетях с глухозаземлённой нейтралью — в одной фазе, в сетях с изолированной нейтралью — в двух. Короткозамыкатель автоматически включается при срабатывании релейной защиты в результате внутренних повреждений в трансформаторе ГПП, к которым нечувствительна защита с помощью головных выключателей линий BЛ1 и ВЛ2 энергосистемы. При включении короткозамыкателя создаётся искусственное короткое замыкание на входах высшего напряжения (ВН) трансформатора. На такое короткое замыкание реагирует релейная защита линии в системе и отключает соответствующую линию.

Двухобмоточные трансформаторы ГПП имеют схему соединения обмоток У/Д-11 или У0/Д-11. Включение нейтралей трансформаторов 110. 220 кВ на землю осуществляется через однополюсные разъединители QS5, QS6 типа ЗОН. Последние включают не всегда. Число включенных на землю нейтралей регулируют так, чтобы ток одно- и двухфазного коротких замыканий на землю не превышал установленные пределы. Для защиты изоляции трансформаторов от пробоя при возникновении перенапряжения в период работы с заземлённой нейтралью предусмотрены разрядники FV2, FV3 в нейтрали. Кроме того, разрядники устанавливают на вводе ВН трансформаторов во всех трёх фазах для защиты от набегающих по линиям волн перенапряжений (на схеме FV1, FV4).

Трансформаторы ГПП подключают к сборным шинам вторичного напряжения 6 (10) кВ через масляные выключатели QF1 и QF2 и разъединители QS7 и QS8. Если требуется ограничение тока короткого замыкания в сети предприятия напряжением 6 (10) кВ, то между выключателями и разъединителями ввода включают трёхфазные бетонные реакторы LR1, LR2.

На рис. 2 показаны схемы подключения вводов трансформаторов ГПП к сборным шинам распределительного устройства напряжением 6 (10) кВ. Схему а применяют при установке трансформаторов мощностью до 25 MB•А. При большей мощности трансформаторов обычно требуются мероприятия по ограничению токов короткого замыкания. При мощности трансформатора 40 MB•А применяют схемы бив, при мощности 63 MB•А рекомендуются схемы гид. Если же мощность трансформатора достигает 80 MB•А, то применяют схемы е, ж, з.

К вводам подключаются трансформаторы собственных нужд подстанции для обеспечения питания приёмников собственного расхода, в том числе приводов масляных выключателей, независимо от состояния сборных шин напряжением 6 (10) кВ ГПП.

Сборные шины напряжением 6 (10) кВ распределительных устройств ГПП секционируют выключателем. Благодаря этому при повреждении или ремонте сборных шин отключается только одна секция и все основные электроприёмники получают питание от другой секции. При внезапном исчезновении напряжения на одной секции, например при отключении питающей линии, с помощью устройств АВР включается секционный выключатель, обеспечивая питание секции. Секционный выключатель выбирают по нагрузке одной секции шин, а выключатель ввода трансформатора — по нагрузке двух секций в послеаварийном режиме ГПП. Для ограничения токов короткого замыкания секционный выключатель нормально отключен.

Схема ГПП предприятия средней мощности, получающего электроэнергию по отпайкам от двух магистральных линий. В этом случае необходимы отделители QR1, QR2 для отключения поврежденного трансформатора ГПП от магистрали. Отключение отделителя происходит автоматически в период бестоковой паузы между моментом отключения головного выключателя магистрали после включения короткозамыкателя (QK1, QK2) и моментом повторного включения головного выключателя линии под действием устройств АГ1В.

Трансформаторы мощностью 25 MB•А и более имеют расщепленную вторичную обмотку. Расщепление обмотки представляет собой эффективный способ ограничения токов короткого замыкания в электросети предприятия. Для этой же цели применяется групповое реактирование обычными и сдвоенными реакторами, включаемыми в цепь выводов трансформатора. Применявшееся ранее индивидуальное реактирование каждой отходящей линии не рекомендуется по соображениям компоновки и экономии оборудования.

Рис. 2. Схема ГПП напряжением 35. 220/6 (10) кВ с четырьмя секциями сборных шин напряжением 6 (10) кВ:

ТСН1, ТСН2 — трансформаторы собственных нужд; TV1—TV4 — трансформаторы напряжения.

В схеме, показанной на рис. 2, каждая вторичная обмотка обоих трансформаторов подключена к отдельной секции шин напряжением 6 (10) кВ. Все четыре секции одной системы сборных шин работают раздельно, но при выходе из работы одного трансформатора вся нагрузка автоматически переводится на другой включением секционных выключателей QB1 и QB2 под действием устройств А В Р. В распределительном устройстве данной подстанции установлены ячейки КРУ с масляными выключателями QF типа ВМП напряжением 6(10) кВ. Выкатные масляные выключатели имеют втычные контакты, поэтому нет необходимости в разъединителях. Конденсаторные батареи, измерительные трансформаторы напряжения предусматриваются на каждой секции шин, так как их режим регулируется самостоятельно и напряжения секций могут существенно различаться.

Читайте так же:

Программа для подбора автоматического выключателя

Если передаваемая от одной секции мощность составляет 25 MB•А и более, а потребители расположены по одной трассе, то эффективно применение магистральной схемы питания с токопроводами. Шинные и гибкие токопроводы напряжением 6. 10 кВ выполняют одновременно роль сборных шин и распределительных линий.

Рассмотренные примеры не отражают всего многообразия схем ГПП, применяемых на разных предприятиях. Так, для открытых подстанций напряжением 35 (110) кВ, не имеющих нагрузок первой категории, с трансформаторами мощностью до 6300 кВ•А применяются схемы с разъединителями и стреляющими предохранителями напряжением 35 (110) кВ на вводе ВН. При этом отпадает необходимость в выключателях или отделителях с короткозамыкателями на стороне первичного напряжения подстанции.

При сооружении мощных ГПП на небольшом (несколько километров) расстоянии от районных подстанций или электростанций можно отказаться от установки каких-либо коммутационных аппаратов (за исключением разъединителей) на вводе напряжением 35. 220 кВ к главным трансформаторам. Функции защиты и отключения трансформаторов, так же как и линий, передаются головному выключателю питающей ГПП линии. При срабатывании релейной защиты трансформатора ГПП отключающий импульс передается на головной выключатель линии по высокочастотным каналам или специально построенной для этого линии связи.

Если подстанция сооружается в зоне повышенного загрязнения, то следует применять самые простые схемы коммутации с минимально возможным количеством аппаратуры и изоляции наружной установки. Рационально использование в таких условиях трансформаторов с кабельными вводами линии непосредственно в бак трансформатора. Тогда вообще отпадает необходимость в открытой изоляции. При этом защиту следует осуществлять с передачей отключающего импульса на головной выключатель линии. В отдельных случаях выгоднее строить закрытые распределительные устройства (ЗРУ) напряжением 35 (110) кВ. Открытые распределительные устройства (ОРУ) напряжением 35. 220 кВ в условиях загрязнения делают с усиленной изоляцией. В ОРУ напряжением 35 кВ в загрязненной среде ставят изоляторы на напряжение 110 кВ, а в ОРУ напряжением 110 кВ — изоляторы напряжение 150. 220 кВ. Не рекомендуется в зонах загрязнения применять комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН) напряжением 6 (10) кВ, так как они не обеспечивают достаточной защиты изоляции от загрязнения газами, аэрозолями, пылью.

Согласно СН 174-75, при напряжении 110 кВ и выше в условиях нормальной окружающей среды применяют открытые под станции, а при напряжении 35 кВ — как открытые, так и закрытые. В условиях повышенного загрязнения, а также на Крайнем Севере рекомендуется применение ЗРУ напряжением 35. 220 кВ с открытой установкой трансформаторов при усиленной изоляции вводов.

Рис. 3. Конструктивная схема открытой понизительной подстанции напряжением 110/6 кВ:

1 — линейный разъединитель; 2 — отделители; 3 — линейный портал; 4 — ошиновка; 5 — вентильные разрядники; 6 — трансформаторный портал; 7 — короткозамыкатели; 8 — заземляющий разъединитель нейтрали; 9 — молниеотвод

На рис. 3 приведена конструктивная схема открытой подстанции напряжением 110/6 кВ без выключателей с применением короткозамыкателей и отделителей.

В ОРУ напряжением 35. 220 кВ все электрооборудование выбирается для наружной установки и монтируется по условиям безопасности обслуживания на высоте 2,5 м над уровнем земли. Выше располагаются сборные шины ОРУ. Третий ярус образуют переходы над сборными шинами и проводами отходящих линий. Поэтому на ОРУ требуется довольно много высоких стальных опор для сооружения порталов, молниеотводов и металлических конструкций для изготовления искусственного заземляющего устройства.

Рис. 4. Общий вид однотрансформаторной подстанции типа 1КТГ1 110/6 (10) кВ с короткозамыкателем и отделителем:

1 — ограждение; 2— разъединитель; 3 — отделитель; 4— разрядник; 5— молниеотвод; 6 — трансформаторный кронштейн; 7 — силовой трансформатор; 8 заземляющий разъединитель: 9 — шкафы КРУН

Значительная экономия территории и материалов получается в случае применения блочных подстанций напряжением 35 (110) кВ типа КТПБ с ОРУ типа КРУБ.

Разработаны закрытые подстанции без выключателей на стороне ВН и с закрытой установкой трансформаторов мощностью 2 х 25 и 2 х 40 М•ВА. На таких подстанциях предусмотрена вентиляция камер, шумоглушение.

Главные понизительные подстанции следует располагать как можно ближе к центру нагрузки, насколько это позволяют планировка предприятия, подвод воздушных линий и состояние окружающей среды.

На рис. 4 приведён общий вид однотрансформаторной подстанции типа 1КТП-110/6 (10) кВ с короткозамыкателем и отделителем на стороне ВН. Подстанция представляет собой ОРУ напряжением 110 кВ, комплектуемое короткозамыкателем, отделителем, разрядником, трансформаторами типов ТМН-2500/1 10, ТМН-6300/110, ТД-10000/110, ТД-16000/110, ТД-25000 и КРУН из шкафов серии К-33, К-34, К-38 с выключателями типа ВМП-10.

Трансформаторные подстанции типа КТП-35/6 (10) кВ выполняют с одним или двумя трансформаторами. По типу аппарата, установленного на стороне ВН, различают подстанции со стреляющими предохранителями, с короткозамыкателями и отделителями, с масляными выключателями.

Рис. 5. Общий вид (а) и план (б) передвижной подстанции напряжением 35/6 кВ в блочном исполнении:

1 — блок высокочастотной телефонии; 2 — блок ввода напряжения 35 кВ; 3 — блок силового трансформатора; 4 — блок РУ напряжением 6 (10) кВ; 5 — блок- батарей статических конденсаторов

Выпускаются и передвижные КТП напряжением 35/6 кВ мощностью 2×4000 кВ•А в блочном исполнении (рис. 5).

Устройство АВР секционного выключателя 10 кВ

При повреждении трансформатора Т1 АПВ его выключателя 10 кВ действовать не будет. Оно блокируется при отсутсвии напряжения и включении короткозамыкателя.В этом случае питание шин 1-й секции востанавливается включением от АВР секционного выключателя СВ 10 кВ.Пуск АВР осуществляется вспомогательными контактами короткозамыкателя в момент его включения.Цепь пуска проходит последовательно через вспомогательные контакты короткозамыкателя КЗ1 и выключателя В1.Если включится короткозамыкатель и отключится выключатель В1, то АВР секционного выключателя будет работать с минимальной выдержкой времени t₁=1.5с. АВР секционного выключателя должен находится в работе как при двух работающих трансформаторах, так и при одном. В последнем случае АВР будет выполнять роль АПВ секционного выключателя 10 кВ.

8.2.2 Устройство АПВ вводного выключателя 10 кВ

Устройсво АПВ выключателя запускается замыканием вспомоготельных контактов выключателя В1, отключившегося защитой.

Действие АПВ будет успешным, если повреждение самоустранится. Если же после АПВ выключатель В1 опять отключится защитой, то схема АПВ выводится из действия. Устройство АПВ подготавливается к новому циклу работы лишь после включения выключателя В1 в работу ключом управления или по каналу ТУ.

Читайте так же:

Подключение выключателя два плюса

Работа АПВ блокируется при повреждении трансформатора Т1, когда действием защит от внутренних повреждений включается короткозамыкатель КЗ1. Вспомогательные контакты включившегося короткозамыкателя размыкают цепь АПВ.

Аналогично выполнена схема АПВ выключателя В2 10 кВ трансформатора Т2.

Устройство АПВ выключателей 10 кВ трансформаторов держат включенными при работе одного и двух трансформаторов. Роль АПВ особенно заметна в обеспечении надежности электроснабжения, когда в работе находится один трансформатор и одна линия.

8.2.3 Расчет устройства автоматического повторного включения линии 110 кВ с односторонним питанием

Время срабатывания однократного автоматического повторного включения (АПВ) определяется по следующим условиям:

(8.18)

где t_г.п – время готовности привода, которое в зависимости от типа привода находится в пределах от 0,1 до 0,2 [8], принимаем t_г.п= 0,2 с.

(8.19)

где t_г.в. – время готовности выключателя, которое в зависимости от типа выключателя [2], t_г.в=2 с;

t_в.в. – время включения выключателя [2], t_в.в.=0,06 с.

(8.20)

где t_д – время деонизации среды в месте КЗ, составляющее 0,1-0,3 с [8], принимаем t_д=0,3 с;

t_зап=0,4-0,5 с [8], одинаково для выражений (8.18)-(8.20).

По условию (8.18):

По условию (8.19):

По условию (8.20):

Для обеспечения однократности действия АПВ выключателя, оборудованного пружинным или грузовым приводом, минимальное время натяжения пружин или подъема груза (время возврата АПВ t_в) должно быть отрегулировано большим максимального времени действия защиты после включения на устойчивое КЗ:

(8.21)

где t_зап=2-3 с [8], принимаем t_зап=3 с.

Время срабатывания второго цикла двукратного АПВ выбирается равным [8]:

(8.22)

Принимаем t_2АПВ=15 с.

8.2.4 Расчет параметров автоматического включения резерва

Автоматическое включение резерва (АВР) устанавливаем на секционирующих выключателях 10 и 35 кВ.

1) Напряжение срабатывания (замыкания размыкающих контактов) минимального реле напряжения принимаем, согласно условия:

(8.23)

Выбираем уставку реле РН-53/200 U_уст=50 В [10].

2) Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения и принимается равным для реле РН-50:

(8.24)

Выбираем уставку реле РН-53/200 U_уст=70 В [10].

3) Определим время срабатывания реле времени пускового органа напряжения.

Время срабатывания реле после неуспешного действия АПВ первого цикла питающей линии 110 кВ:

Время срабатывания реле после неуспешного действия АПВ второго цикла питающей линии 110 кВ:

Очевидно, что в целях ускорения действия АВР1 не следует считаться с возможностью успешного действия АПВ второго цикла, тем более, что вероятность его не велика, а уменьшение времени срабатывания пускового органа АВР1 позволит выбрать меньшую уставку по времени для пускового органа АВР2.

Время срабатывания реле времени пускового органа напряжения прежде всего должно быть на ступень селективности больше выдержек тех защит, в зоне действия которых КЗ вызывают снижения напряжения ниже напряжения срабатывания минимального реле напряжения или реле времени:

(8.25)

(8.26)

где t₁ – наибольшая выдержка времени защиты присоединений, отходящих от шин высшего напряжения ПС;

t₂ – то же для присоединений, отходящих от шин, где установлен АВР;

t – ступень селективности, принимаемая равной 0,5-0,6 с [8].

По условию (8.25):

По условию (8.26):

Принимаем время срабатывания реле времени пускового органа АВР1 t_с.р.=7,5 с. Выбираем реле типа ЭВ-132 с диапазоном уставок от 0,5 до 9,0 с [10].

Выберем уставку реле времени пускового органа устройства АВР2 (на секционирующем выключателе 10 кВ).

Определим время срабатывания реле после неуспешного действия АВР1:

Принимаем время срабатывания реле времени пускового органа АВР2 t_с.р.=10 с. Выбираем реле типа ЭВ-142 с диапазоном уставок от 1 до 20 с [10].

Схема секционного выключателя 110 кв

Группа: New
Сообщений: 11
Регистрация: 14.1.2014
Пользователь №: 219429

На двухтрансформаторной п/ст 220/110 кВ имеются 2 секции шин 110 кВ. Щитаем указанную подстанцию узловой.
Электроснабжение подстанций 110/6 кВ осуществляется по двухцепной ВЛ 110 кВ, цепи присоединены к разным секциям 110 кВ. Подстанций три.
Нормальная схема электрических соединений предусматривает нормально включенное положение секционного выключателя 110 кВ на узловой подстанции.
Подстанции 110/6 кВ двухтрансформаторные, с двумя секциями шин низшего напряжения.
На подстанциях 110/6 кВ по нормальной схеме секционные выключатели отключены.

На узловой подстанции секционный выключатель 110 кВ выведен в ремонт.
На последней (крайней, самой дальней) подстанции 110/6 кВ в это время захотелось вдруг включить секционный выключатель 6 кВ.
Величина нагрузки на линиях разная. Чем чревато включение СМВ 6 кВ ?
Есть мнение, что через указанный СМВ пойдут перетоки мощности, стремящейся уравняться в замкнутой цепи — провода запляшут, шины загудят и случится страшный бадабум.
Есть также мнение, что поскольку ток в индуктивности скачком измениться не может, то секционирование возможно в любом РУ в любой точке и пофик нафик.
Проверять опытным путем по понятным причинам желания особого не имеем, так что — каково мнение уважаемого форума по этому вопросу?
При необходимости могу представить мощности трансформаторов и ориентировочную нагрузку по линиям.

straus

Просмотр профиля

Группа: Участники форума
Сообщений: 588
Регистрация: 15.10.2006
Пользователь №: 4319

stefandmy

Просмотр профиля

Группа: New
Сообщений: 11
Регистрация: 14.1.2014
Пользователь №: 219429

Где-то непонятность.
При оперативных переключениях на п/ст 110 кВ, с выводом в ремонт ВЛ 110 либо транса 110/6 — "по бланку оперативных переключений" — я включаю СМВ, ещё не отключив один из трансформаторов. Но секционный 110 кВ на узловой п/ст в это время включен.
По нормальной схеме СМВ п/ст 110/6 — нормально отключен.
Питание узловой п/ст (два автотрансформатора 220/110/10) осуществляется четырьмя ВЛ 220 кВ через секции шин 220 кВ и резервной ВЛ 110 кВ (по нормальной схеме отключена), секционный 110 кВ нормально включен.

Из Вашего ответа я понял, что включать СМВ 6кВ нельзя, если СМВ 110 кВ отключен. По инструкции ведения режима в зоне РДУ этот случай специально не оговорен.

straus

Просмотр профиля

Группа: Участники форума
Сообщений: 588
Регистрация: 15.10.2006
Пользователь №: 4319

zve1

Просмотр профиля

Группа: New
Сообщений: 1
Регистрация: 3.11.2015
Пользователь №: 281932

smart-bear

Просмотр профиля

Группа: Участники форума
Сообщений: 423
Регистрация: 12.5.2015
Из: Россия, ЦФО
Пользователь №: 267530

голоса

Рейтинг статьи