Схемы электроснабжения городских электрических сетей напряжением 6-10 кВ. 10 квЭлектрические сети 6-10 кВ. Режимы работы, тенико-экономичкский характеристики и области примененияНастоящие нормы технологического проектирования (НТП) содержат основные указания по проектированию систем электроснабжения напряжением свыше и до 1 кВ вновь строящихся и реконструируемых промышленных предприятий и приравненных к ним потребителей. Следует рассматривать совместно с требованиями ПУЭ. Требованиями НТП следует руководствоваться при проектировании систем электроснабжения и подстанций промышленных предприятий всех министерств и ведомств, получающих электроэнергию от сетей энергосистем и от собственных электростанций. К системам электроснабжения подземных, тяговых и других специальных установок могут быть предъявлены дополнительные требования. НТП заменяют собой строительные нормы Госстроя СССР СН 174-75 "Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий". Электроснабжение предприятий с незначительной электрической нагрузкой осуществляется, как правило, от сетей энергосистемы 6-10 кВ. В качестве приемных пунктов могут быть применены: центральная распределительная подстанция (ЦРП) или распределительная подстанция (РП) при нагрузке порядка 5-15 МВт; распределительно-трансформаторная подстанция (РТП) при нагрузке предприятия, составляющей несколько мегаватт. Питание указанных подстанций от сетей энергосистемы может производится кабельными или воздушными линиями 6-10 кВ как по радиальной, так и по магистральной схеме распределения электроэнергии. Подстанции сооружаются отдельно стоящими или сблокированными с другими зданиями. Распределительные устройства 6-10 кВ ГПП и ПГВ являются по существу основными распределительными подстанциями 6-10 кВ предприятия. От РУ 6-10 кВ ГПП питаются вторичные РП 6-10 кВ, электроприемники 6-10 кВ и ТП 6-10/0,4 кВ. РУ 6-10 кВ ПГВ является, как правило, единственной распределительной подстанцией крупного цеха, корпуса или предприятия и от нее получают питание электроприемники и ТП 6-10/0,4 кВ. Помещение РУ 6-10 кВ ПГВ рекомендуется пристраивать или встраивать в производственное здание. РУ 6-10 кВдвухтрансформаторных ГПП, ПГВ рекомендуется выполнять с двумя одиночными секционированными выключателями системами шин, подключаемых к расщепленным обмоткам понижающих трансформаторов или к ветвям сдвоенного реактора с общей точкой, установленного на выводе трансформатора без расщепленной обмотки. При установке трансформаторов с нерасщепленной обмоткой (16 МВА и менее) на двухтрансформаторных ГПП и ПГВ рекомендуется выполнение РУ 6-10 кВ с одной одиночной секционированной выключателем системой шин. Секционированные системы сборных шин 6-10 кВ работают, как правило, раздельно. В случаях, когда при раздельном режиме работы систем сборных шин действие АВР (даже быстродействующего) приводит к расстройству сложного технологического процесса, следует рассматривать возможность и целесообразность параллельной работы систем сборных шин 6-10 кВ.Электроприемниками 6-10 кВ (ЭП) являются электродвигатели, термические установки, преобразовательные подстанции и установки. Для промышленных предприятий могут быть допущены схемы с присоединением под один выключатель 6-10 кВ двух кабельных линий, идущих к разным двухсекционным РП 6-10 кВ или разным двухтрансформаторным ТП. В этом случае питание указанных РП и ТП должно предусматриваться не менее чем по двум линиям, отходящим от разных секций источника питания. При питании специфических (нелинейных, резкопеременных и несимметричных) нагрузок 6-10 кВ следует руководствоваться следующими положениями: Питание специфических нагрузок в нормальном режиме рекомендуется производить от отдельной секции сборных шин 6-10 кВ, если этому не препятствует значение электрической нагрузки. Трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ, от которых получают питание осветительные приборы с лампами накаливания и чувствительные к изменениям ПКЭ электроприемники, следует подключать к секции сборных шин 6-10 кВ, не питающей специфические нагрузки. Специфические нагрузки рекомендуется подключать к точкам сети 6-10 кВ с наибольшими значениями токов КЗ.Распределительные подстанции следует, как правило, размещать на границе питаемых ими участков сети таким образом, чтобы не было обратных протоков энергии. Для промышленных предприятий могут применяться при напряжении 6-10 кВ выключатели нагрузки в комплекте с предохранителями во всех случаях, когда параметры этих аппаратов достаточны по рабочему и послеаварийному режимам, а также по токам короткого замыкания. При выборе выключателей 6-10 кВ для электроприемников с периодическим циклом работы необходимо учитывать заводские данные по коммутационному ресурсу выключателей. При необходимости компенсации емкостных токов в сетях 6-10 кВ на подстанциях ГПП, ПГВ должны устанавливаться заземляющие реакторы. При напряжении 6-10 кВ заземляющие реакторы подключаются к сборным шинам через выключатели и отдельные трансформаторы. Не допускается подключение заземляющих реакторов к трансформаторам собственных нужд, присоединенным к основным трансформаторам до ввода на шины 6-10 кВ, а также к трансформаторам, защищенным плавкими вставками. При проектировании установок компенсации емкостных токов следует учитывать требования действующих указаний. megaobuchalka.ru Выбор типа и конструкции РУ 10 кВ.⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 7Следующая ⇒Таблица 9.6 Основные технические данные КРУ серии СЭЩ-61М
9.2.2 Выбор и проверка шинного моста.Шинный мост – это соединение трансформатора с распределительным устройством низкого напряжения (РУ НН). Шинный мост выбирается по экономической плотности тока.
где Uнн– напряжение на низкой стороне, кВ,
По [9] принимаются медные шины прямоугольного сечения марки ШМТВ Выбранные шины проверяют по длительно-допустимому току:
Выбранные шины проходят по длительно допустимому току. Проверка на электродинамическую стойкость: Проверка шинного моста на изгиб. При механическом расчете однополосных шин наибольшая сила (F), Н, действующая на шину средней фазы (при расположении шин в одной плоскости), определяется при трехфазном коротком замыкании по формуле:
где iуд – ударный ток при трехфазном коротком замыкании, кА, l – длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, м; (рекомендуется l = 1 – 1,5 м), а – расстояние между фазами, м; (рекомендуется а = 0,6 – 0,8 м).
Сила F создает изгибающий момент (М), при расчете которого шина рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах.
Напряжение в материале шин σрасч, (МПа), возникающее при воздействии изгибающего момента:
где W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы, см3.
Шины механически прочны если выполняется условие:
где
Условие проверки на электродинамическую стойкость выполняется. Проверка по термической стойкости. Минимальное сечение, отвечающее термической стойкости:
где
Условие проверки на термическую стойкость выполняется. 9.2.3 Проверка кабельных линий на термическую стойкость. Для проверки проводников на термическую стойкость при коротком замыкании пользуются понятием теплового импульса Bk, характеризующего количество теплоты, выделившейся в проводнике (иногда его называют импульсом квадратичного тока короткого замыкания). Минимальное допустимое сечение кабеля:
где  - температурный коэффициент,  = 140 [8];  - тепловой импульс тока КЗ. Рассмотрим проверку кабельной линии от ГПП до ТП 1:
Так как Проверка на термическую стойкость остальных кабельных линий производится аналогично. Результаты проверки сведены в таблицу 9.7. Таблица 9.7 Проверка кабельных линий на термическую стойкость
9.2.4 Выбор выключателей 10 кВ.Выбор вакуумных выключателей производится аналогично выбору выключателей со стороны ВН. Определим токи для ячейки ввода, секционной ячейки и ячейки отходящих линий: Для ячейки ввода:
Для ячейки секционирования:
Для ячейки отходящих линий:
где Sном – номинальная мощность трансформатора, кВА: К2 – коэффициент аварийной перегрузки, Smax – максимальная мощность потребителей на подстанции, кВА; Для ячейки ввода: Для ячейки секционирования: Для ячейки отходящих линий: Результаты проверки выключателей сведены в таблицу 9.8. Таблица 9.8 Проверка выключателей
Условие проверки выключателей выполняется. 9.2.5 Выбор трансформаторов собственных нужд.На подстанции мощность на собственные нужды расходуется на освещение подстанции, на вентиляцию, подогрев масла трансформатора и выключателей в зимний период времени; летом – на принудительную вентиляцию и обдув масла; на обогрев привода шкафов и ячеек ЗРУ. Питание ТСН подстанции выбираем на переменном оперативном токе. В таком случае ТСН подключается непосредственно к обмоткам низшего напряжения главных трансформаторов. Мощность, расходуемая на собственные нужды подстанции, вносим в таблицу 9.9. Таблица 9.9 Мощность собственных нужд подстанции
где
Принимается два трансформатора: ТСКС-145/10/0,4 [10]. 9.2.6 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока.Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле (5 А, реже 1 А), а также для отделения цепей управления и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Ячейка ввода: Максимальный расчетный ток ячейки ввода Iрасч = 473,26 А. Выбирается ТТ: ТОЛ – 10-600/5 с двумя вторичными обмотками для измерительных приборов и релейной защиты. Номинальная нагрузка такого трансформатора тока в классе точности 0,2 составляет S2 = 10 ВА (z2 = 0,4 Oм). Ток электродинамической устойчивости Iдин = 100 кА, ток термической устойчивости Iтер = 40 кА, t = 1 с. Выбранный ТТ проверяется на электродинамическую устойчивость:
где Ilн –номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, А; Ilн = 1500 А; Кдин – коэффициент динамической устойчивости. Кдин = 66,7.
Термическая устойчивость:
Для ячейки секционирования, ячейки отходящих линий расчет аналогичен, сводится в таблицу 9.10. Таблица 9.10 Выбор и проверка трансформаторов тока
Продолжение таблицы 9.10
9.2.7 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения.ТН предназначены для понижения ВН до стандартного значения 100В или 100/ Количество отходящих линий – 10. В соответствии с выбранной схемой электрических соединений подстанции размещают необходимые приборы. Измерительные приборы, их количество, технические данные для удобства расчета вносятся в таблицу 9.11. Расчет ведется для наиболее загруженной секции шин. На каждой секции шин будет присоединено n отходящих линий: n = 10/2 = 5. На каждой секции шин устанавливается по 5 ячеек. Вторичная нагрузка ТН приводится в таблице 9.11.
Выбирается ТН типа НАМИ-10-95 УХЛ2 мощностью 200кВА. S2н = 200 ВА при классе точности 0,5 [10]. Таблица 9.11 Данные расчета и выбора ТН
Следовательно, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности. 9.3 Выбор оборудования трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ Технические характеристики выбранных комплектных трансформаторных подстанций приведены в таблице 9.12. Произведем показательный выбор оборудования ТП 1 с трансформаторами мощностью ТМГ 1600/10. Для комплектных трансформаторных подстанций РУВН, ошиновка вода, сборные шины РУНН и вводной автоматический выключатель выполняется на ток, равный номинальному току силового трансформатора с коэффициентом Таблица 10.12 Технические характеристики КТП промышленного типа
Выбираются шины со стороны 0,4 кВ и вводной автоматический выключатель. Определяется максимальный рабочий ток шин I раб mах по формуле:
Принимаем шины ШМТВ 2×(50×6) с I дл. доп = 3400 А. Характеристики выбранных автоматических выключателей сведены в таблицу 9.13. Таблица 9.13 Технические характеристики шкафов РУНН, тип и номинальный ток выключателя Читайте также: lektsia.com Городские электрические сети напряжением 6-10 кВГородские электрические сети с напряжением 6-10 кВ имеют довольно разнообразные схемы электроснабжения, которые в первую очередь зависят от требований, зависящих напрямую от категорий надежности электроснабжения. Они довольно таки специфичны, по сравнению с промышленными сетями такого же напряжения. Это связано с тем, что в городских районах могут встречаться потребители всех трех категорий. Как мы знаем, в сетях крупных промышленных предприятий с напряжением 6-10 кВ применяют магистральные и радиальные схемы электроснабжения. Применимы они и для городских сетей с напряжением 6-10 кВ. В электрических сетях крупных городов применяют как магистральные, так и радиальные схемы электроснабжения с параллельной работой нескольких линий на шины нескольких подстанций или одной подстанции, которые связываются между собой кабельными линиями, либо же с раздельной работой, но с применением системы автоматического ввода резерва (АВР). Ниже показана схема электропитания городского распределительного пункта РП, организованная параллельными линиями с максимально направленной защитой:
В данном случае установка простой максимальной защиты недопустима, так как при коротком замыкании в кабеле 1 или 2 произойдет отключение обеих выключателей В-1 и В-2 и, как вы уже догадались РП останется без электропитания (стрелками на схеме показан контур протекания токов короткого замыкания КЗ). Если же устанавливается максимально-направленная защита при возникновении КЗ отключится только В-1, а В-2 нет. После чего аварийный кабель К-1 с некоторой выдержкой времени отключится с помощью выключателя питающего центра, а вся нагрузка будет переведена на кабель К-2. Но есть минус в этой схеме, а именно то, что каждый кабель должен загружаться при нормальном режиме работы не более чем на 65%, так как при аварийном режиме работы его нагрузка не должна превышать 130%. Как другой вариант можно привести схему с тремя параллельно работающими кабелями, применима она для питания двух городских распределительных пунктов:
При возникновении повреждений в кабеле любой линии электропитания он просто отключается с двух сторон выключателями, а потребители продолжат получать электропитание от двух оставшихся в работе линиям. Такая схема имеет преимущества перед схемой питания с двумя кабелями в том, что она не снижает надежность питания и при этом позволяет загружать кабели в нормальном режиме до 80%. При выходе из строя одного кабеля остальные два будут загружены на 120%. Также стоит отметить, что в радиальных схемах городского электроснабжения широко применяют автоматический ввод резерва АВР на выключателе секционном. Не только на секционном выключателе могут устанавливать АВР, но и на кабельной связи между РП или на одной из двух кабельных линий. В комбинации с АВР на высоком напряжении применяют схемы с максимально направленной защитой:
Максимально направленной защитой оборудуют кабели К-1 и К-2 и в нормальном режиме они загружаются на 65%. В качестве АВР для кабеля К-3 служит секционный выключатель. Кабель К-3 загружается на 100%. Суммарная нагрузка на все три кабеля составит 230%. При отключении К-1 и К-2 К-3 возьмет на себя 230% нагрузки, а при отключении К-3 К-1 и К-2 возьмут на себя 115% нагрузки. Схемы с АВР, как правило, применяют для питания электроприемников I и II категории. В крупных городах довольно большую популярность получила так называемая двухлучевая схема с применением АВР на низком напряжении. Двухлучевая система электроснабжения представляет собой питание подстанций с двумя трансформаторами (мощность трансформаторов до 630 кВА) от двух кабельных линий (лучей), запитанных от различных подстанций или различных шин питающего центра:
В цепях низшего напряжения силовых трансформаторов устанавливаются автоматические выключатели АВ или контакторные станции типа ПЭЛ. Когда исчезнет напряжение на каком-то из трансформаторов контакторы переведут нагрузку на оставшийся в работе трансформатор и высоковольтную линию. Двухлучевая схема электроснабжения активно применяется для питания многоэтажных домов и применима к потребителям любой категории. Двухлучевая система электроснабжения с применением АВР на стороне низшего напряжения имеет ряд преимуществ:
При проектировании городских электросетей необходимо учитывать перспективу роста нагрузок и экономической окупаемости затрат в течении 5-8 лет. Поэтому рекомендуют развивать сети поэтапно. Поэтапное развитие подразумевает под собой проведение таких мероприятий как — докладка кабелей при росте нагрузки, на подстанциях устанавливаются трансформаторы меньшей мощности, которые при росте нагрузки заменяют более мощными. Применение систем поэтапного наращивания мощности позволяет избежать замораживания цветного металла и средств на длительное время. elenergi.ru 6.3. Сети 6-10 кВ6.3.1. Электроснабжение предприятий с незначительной электрической нагрузкой осуществляется, как правило, от сетей энергосистемы 6-10 кВ. В качестве приемных пунктов могут быть применены: центральная распределительная подстанция (ЦРП) или распределительная подстанция (РП) при нагрузке порядка 5-15 МВт; распределительно-трансформаторная подстанция (РТП) при нагрузке предприятия, составляющей несколько мегаватт. Питание указанных подстанций от сетей энергосистемы может производится кабельными или воздушными линиями 6-10 кВ как по радиальной, так и по магистральной схеме распределения электроэнергии. Подстанции сооружаются отдельно стоящими или сблокированными с другими зданиями. 6.3.2. Распределительные устройства 6-10 кВ ГПП и ПГВ являются по существу основными распределительными подстанциями 6-10 кВ предприятия. От РУ 6-10 кВ ГПП питаются вторичные РП 6-10 кВ, электроприемники 6-10 кВ и ТП 6-10/0,4 кВ. РУ 6-10 кВ ПГВ является, как правило, единственной распределительной подстанцией крупного цеха, корпуса или предприятия и от нее получают питание электроприемники и ТП 6-10/0,4 кВ. Помещение РУ 6-10 кВ ПГВ рекомендуется пристраивать или встраивать в производственное здание. 6.3.3. РУ 6-10 кВ двухтрансформаторных ГПП, ПГВ рекомендуется выполнять с двумя одиночными секционированными выключателями системами шин, подключаемых к расщепленным обмоткам понижающих трансформаторов или к ветвям сдвоенного реактора с общей точкой, установленного на выводе трансформатора без расщепленной обмотки. При установке трансформаторов с нерасщепленной обмоткой (16 МВА и менее) на двухтрансформаторных ГПП и ПГВ рекомендуется выполнение РУ 6-10 кВ с одной одиночной секционированной выключателем системой шин. Секционированные системы сборных шин 6-10 кВ работают, как правило, раздельно. В случаях, когда при раздельном режиме работы систем сборных шин действие АВР (даже быстродействующего) приводит к расстройству сложного технологического процесса, следует рассматривать возможность и целесообразность параллельной работы систем сборных шин 6-10 кВ. 6.3.4. В случае установки на двухтрансформаторных ГПП, ПГВ трансформаторов с расщепленными обмотками на различные напряжения (6 и 10 кВ) распределительное устройство для каждого из напряжений следует выполнять с одной одиночной секционированной выключателем системой шин. 6.3.5. РУ 6-10 кВ однотрансформаторных ГПП, ПГВ следует выполнять, как правило, с одной одиночной несекционированной системой шин для трансформаторов с нерасщепленной обмоткой и с одной одиночной секционированной системой шин для трансформаторов с расщепленной обмоткой. 6.3.6. Вторичные распределительные подстанции РП 6-10 кВ, питающиеся от ГПП, ЦРП, рекомендуется сооружать для удаленных от ГПП, ЦРП потребителей (компрессорных и насосных станций, производственного корпуса с несколькими ТП 6-10/0,4 кВ). При числе отходящих линий 6-10 кВ менее 8 целесообразность сооружения РП должна быть обоснована. Предельная, подключаемая к РП, нагрузка определяется исходя из пропускной способности выключателя линии, питающей РП. РП 6-10 кВ следует выполнять с одной одиночной секционированной выключателем системой шин. 6.3.7. Число ступеней распределения электроэнергии на напряжении 6-10 кВ не должно для промышленных предприятий быть, как правило, более двух. Рекомендуемые ступени распределения приведены в табл.
Электроприемниками 6-10 кВ (ЭП) являются электродвигатели, термические установки, преобразовательные подстанции и установки. 6.3.8. Распределение электроэнергии от ГПП, ЦРП до РП 6-10 кВ может выполняться по радиальным, магистральным и смешанным схемам в зависимости от территориального расположения нагрузок, потребляемой мощности, требований надежности, условий окружающей среды. Магистральным схемам следует, как правило, отдавать предпочтение как более экономичным. Кольцевые магистрали на предприятиях допускается применять для питания потребителей III и частично II категории при соответствующем расположении питаемых ими групп подстанций и при единичной мощности трансформаторов не более 630 кВА. 6.3.9. Магистральные схемы распределения электроэнергии при напряжении 6-10 кВ рекомендуется осуществлять токопроводами, отличающимися большей надежностью по сравнению с линиями, выполненными из большого числа параллельных кабелей. Для энергоемких предприятий могут быть рекомендованы следующие магистральные схемы, выполненные токопроводами 6-10 кВ: - от трансформаторов ГПП по магистралям получают питание несколько РП 6-10 кВ; - от шин генераторного напряжения ТЭЦ, собственной электростанции прокладываются магистрали до РП 6-10 кВ, расположенных по промплощадке предприятия. Трасса токопровода в этом случае, в основном, проходит вне площадки. Для указанных схем распределения следует применять, как правило, двухцепные токопроводы. Применение двух одноцепных токопроводов взамен двухцепного токопровода должно быть обосновано в проекте. Питание двух РП 6-10 кВ может быть выполнено по магистральной кабельной линии, если этому не препятствует расположение РП и значение электрической нагрузки. 6.3.10. Радиальные схемы распределения электроэнергии при напряжении 6-10 кВ следует применять при нагрузках, расположенных в различных направлениях от источника питания. Эти сети, как правило, следует выполнять кабельными линиями. Радиальным схемам питания секций 6-10 кВ следует отдавать предпочтение по сравнению с магистральными схемами при повышенных требованиях к надежности электроснабжения электроприемников, подключенных к этим секциям (при питании от РП, в основном, электроприемников I категории). 6.3.11. Питание индивидуальных электроприемников 6-10 кВ (двигателей, печей, преобразовательных подстанций и установок и т.п.) следует выполнять радиальными кабельными линиями от секций 6-10 кВ подстанции. Питание ТП 6-10/0,4 кВ может выполняться кабельными линиями как по радиальной, так и по магистральной (к одной магистрали могут быть подключены до трех трансформаторов мощностью 1000 кВА или два трансформатора мощностью 1600 кВА) схеме. Отказ от магистральных схем питания ТП должен быть обоснован в проекте. 6.3.12. Для промышленных предприятий могут быть допущены схемы с присоединением под один выключатель 6-10 кВ двух кабельных линий, идущих к разным двухсекционным РП 6-10 кВ или разным двухтрансформаторным ТП. В этом случае питание указанных РП и ТП должно предусматриваться не менее чем по двум линиям, отходящим от разных секций источника питания. 6.3.13. При питании специфических (нелинейных, резкопеременных и несимметричных) нагрузок 6-10 кВ следует руководствоваться следующими положениями: 6.3.13.1. Питание специфических нагрузок в нормальном режиме рекомендуется производить от отдельной секции сборных шин 6-10 кВ, если этому не препятствует значение электрической нагрузки. 6.3.13.2. Трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ, от которых получают питание осветительные приборы с лампами накаливания и чувствительные к изменениям ПКЭ электроприемники, следует подключать к секции сборных шин 6-10 кВ, не питающей специфические нагрузки. 6.3.13.3. Указанные в пп. 6.3.13.1, 6.3.13.2 секции сборных шин 6-10 кВ рекомендуется подключать к разным ветвям расщепленной обмотки низкого напряжения сетевого трансформатора 110-330/6-10 кВ мощностью 25 МВА и более. В случае установки сетевых трансформаторов с нерасщепленными обмотками низкого напряжения (16 МВА и менее) указанные секции сборных шин рекомендуется подключать к разным ветвям сдвоенного реактора 6-10 кВ, установленного на выводе сетевого трансформатора. 6.3.13.4. Трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ, не питающие указанную в п. 6.3.13.2 нагрузку, и электродвигатели 6-10 кВ могут подключаться к любой ветви расщепленной обмотки сетевого трансформатора или сдвоенного реактора. При наличии синхронных двигателей предпочтительным является их подключение к секции шин, от которой питаются специфичные электроприемники. 6.3.13.5. Специфические нагрузки рекомендуется подключать к точкам сети 6-10 кВ с наибольшими значениями токов КЗ. 6.3.14. При установке сдвоенного реактора на вводе следует предусматривать равномерное распределение нагрузки между секциями подстанции. Следует принимать значение тока каждой ветви сдвоенного реактора не менее 0,675 номинального тока обмотки трансформатора либо суммарного тока нагрузки, учитывая возможность неравномерности нагрузок, а также изменения нагрузок по секциям в процессе эксплуатации. 6.3.15. Распределительные подстанции следует, как правило, размещать на границе питаемых ими участков сети таким образом, чтобы не было обратных протоков энергии. 6.3.16. При построении схемы подстанции на стороне напряжения 6-10 кВ следует по возможности избегать применения громоздких и дорогих выключателей. С этой целью токопроводы напряжением 6-10 кВ следует подключать непосредственно к трансформатору через отдельные выключатели. При отсутствии отбора энергии на напряжении 6-10 кВ помимо токопровода следует применять схему блока "трансформатор-токопровод". 6.3.17. Для промышленных предприятий могут применяться при напряжении 6-10 кВ выключатели нагрузки в комплекте с предохранителями во всех случаях, когда параметры этих аппаратов достаточны по рабочему и послеаварийному режимам, а также по токам короткого замыкания. На отходящих линиях напряжением 6-10 кВ силовые предохранители следует устанавливать после разъединителя или выключателя нагрузки, считая по направлению мощности. 6.3.18. При выборе выключателей 6-10 кВ для электроприемников с периодическим циклом работы необходимо учитывать заводские данные по коммутационному ресурсу выключателей. 6.3.19. При необходимости компенсации емкостных токов в сетях 6-10 кВ на подстанциях ГПП, ПГВ должны устанавливаться заземляющие реакторы. При напряжении 6-10 кВ заземляющие реакторы подключаются к сборным шинам через выключатели и отдельные трансформаторы. Не допускается подключение заземляющих реакторов к трансформаторам собственных нужд, присоединенным к основным трансформаторам до ввода на шины 6-10 кВ, а также к трансформаторам, защищенным плавкими вставками. При проектировании установок компенсации емкостных токов следует учитывать требования действующих указаний [14]. studfiles.net
malahit-irk.ru Два взгляда на КРУ 6-10 кВРазвитие экономики постсоветских государств немыслимо без проведения глубокой модернизации электрохозяйства промышленности, ТЭК и коммунального (а также и сельского) хозяйства. В условиях кризиса, а также несколько лет после преодоления точки падения энергетики не имели возможности привлекать сколько-нибудь значительные средства на развитие энергосистемы, а посему выжимали все возможное из имеющегося в их распоряжении оборудования, фактически растрачивая тот запас прочности, который был заложен еще во времена СССР. Обновление парка оборудования носило характер «латания дыр», когда замена оборудования производилась лишь в случае крайней необходимости. Когда промышленность нарастила жирок и перешла от выживания к развитию, встал вопрос об экономичном варианте модернизации имеющегося парка оборудования. К наработкам этого периода следует отнести программу замены устаревших типов силовых выключателей переменного тока среднего класса напряжения в распредустройствах прежних лет выпуска так называемую программу «Ретрофит». При всей прогрессивности подхода следует признать, что решение отнюдь не оптимально. Как любит говаривать директор по маркетингу «Высоковольтного союза» Феодосий Романович Бондарчук: «Жигули» машина, конечно, неплохая, и если выбора нет, так вообще чудесная, но если есть возможность, я бы предпочел BMW или Mercedes. Строительство новых подстанций, равно как и глубокая модернизация имеющихся подразумевает установку новых, современных КРУ. Современные КРУ 6-10 кВ В последние годы наблюдается значительная подвижка в разработке и производстве новых типов комплектных распределительных устройств среднего класса напряжения. Эпоха вакуумных выключателей наложила глубокий отпечаток на конструкцию КРУ. Размеры шкафов значительно уменьшились. Так, в ряде конструкций малогабаритных КРУ ширина уменьшена до 350-500 мм, стандартным размером является диапазон 750-1000 мм. Высота современных КРУ колеблется в диапазоне 2000-2300 мм, позволяющем персоналу обслуживать КРУ без специальных лесенок или подставок. Цифровые системы управления и защиты начали теснить громоздкие традиционные аналоговые системы, основанные на механических реле, что опять-таки способствовало уменьшению габаритов КРУ. Применение микропроцессорных контролеров обеспечивает необходимые защиты и позволяет связывать отдельные ячейки в SCADA-системы, автоматизирующие управление всем РУ с удаленного диспетчерского терминала. В ряде современных ячеек реализованы дополнительные защитные функции, такие как блокировка открытия дверей шкафа до полного перемещения выключателя из рабочего в контрольное положение, механизация перемещения выключателя на тележке с помощью дополнительных серводвигателей, снятие показателей встроенных систем диагностики выключателя посредством инфракрасного порта при закрытых дверях и пр. Особое внимание уделяется локализации возможной аварийной ситуации в отсеке силового выключателя и защите персонала. Немаловажны также качество защитного покрытия материала КРУ как правило, ведущие производители наносят на предварительно подготовленные поверхности высококачественный порошковый полимер. В последнее время широко применяется листовой метал с алюцинковым покрытием. Алюминий в составе покрытия (55%) обеспечивает эффективную барьерную защиту, цинк (43,5%) катодную защиту среза и в местах царапин, кремний (1,5%) адгезию сплава в поверхность защищаемого металла и формовочные свойства. Новый материал продлевает срок службы металла в 2-3 раза, а в условиях КРУ на промпредприятии в 5-6 раз. Кроме прочего, новое покрытие способно отражать тепло, обладает малым весом (80% объема алюминий) и хорошей восприимчивостью к покраске. Современное металлообрабатывающее оборудование в КРУ-строении ведет также к уменьшению количества сварных соединений за счет высокоточной подгонки деталей и применения резьбовых и заклепочных соединений.  Архитектура современных КРУСегодня наибольшее распространение получили два основных типа архитектуры КРУ 6-10 кВ. Первый, эволюционизировавший из КРУ с маломасляными выключателями, характеризуется расположением выкатного элемента с выключателем в нижней части КРУ, с фронтальной стороны. Кабели, трансформаторы тока и напряжения и ограничители перенапряжений располагаются в кабельном отсеке позади выключателя. Верхнюю часть ячейки занимает релейный шкаф или релейный отсек. Альтернативный подход расположение выключателя в средней части шкафа КРУ. Шкаф при этом четко делится на три яруса: в нижней части располагаются кабели и трансформаторы нулевой последовательности («бублики»), в средней выключатель в т. н. «кассетном» исполнении. Верхнюю часть традиционно занимает релейный отсек. Чем вызвано появление новой компоновки? Дело в том, что при всех своих достоинствах ставшая «классикой» компоновка с выкатным элементом в нижней части шкафа КРУ имеет ряд существенных недостатков. Это, прежде всего, сложность доступа к кабелям и трансформаторам тока (в ряде ячеек для этого требуется доступ с задней части шкафа, что, собственно, противоречит принципу одностороннего обслуживания и требует дополнительных коридоров обслуживания), а также некоторое неудобство работы с расположенным очень низко выключателем.  В ячейках нового поколения выключатель монтируется на небольшой тележке, которая вкатывается в средний отсек шкафа КРУ. Собственно, термин «выкатной элемент» в данных КРУ нивелируется. Более уместно название «выдвижной элемент». Набирает распространение термин «выключатель кассетного типа». За счет малых габаритов такие выключатели удачно вписываются в отсек в средней части шкафа, что коренным образом изменяет архитектуру шкафа. Прежде всего, к преимуществам нового КРУ следует отнести удобство работы с кабельными разделками и трансформаторами напряжения в нижней части шкафа. Новая компоновка позволяет вынести кабельные разделки и трансформаторы нулевой последовательности практически к лицевой плоскости КРУ. Освободившаяся площадь цоколя позволяет монтировать до 12 пар кабелей. Подъем выключателя над уровнем пола значительно улучшает обслуживаемость ячейки и РУ в целом, способствует упрощению кинематической схемы, уменьшению габаритов и массы, повышает надежность работы ячейки. Отказ от громоздкой тележки выкатного элемента и применение системы съемных перегородок открывает перед конструкторам простор для новых решений, подчас весьма оригинальных. Так, в современных КРУ серии КУ10(6)С производства ЗАО «Высоковольтный союз» возможен оперативный пофазный доступ к трансформаторам тока с использованием поворотных консолей принципиально новое решение. Кроме того, съемная перегородка, служащая одновременно и опорной поверхностью для выключателя, открывает полный доступ к кабельным разделкам и трансформаторам напряжения, что позволяет проводить все работы на кабеле максимально аккуратно и комфортно. Впрочем, каждый из производителей предлагает свои ноу-хау. Перемещение выключателя в ремонтное положение осуществляется с помощью инвентарной тележки, входящей в состав комплекта ЗИП и используемой сразу для нескольких ячеек. При этом вывод из эксплуатации одного выключателя и замена его на другой занимает считанные минуты. Тем не менее, появление новой компоновки КРУ не повлекло за собой отказа от архитектуры с выкатным элементом в нижней части шкафа. Дело в том, что и эта компоновка имеет ряд преимуществ. Во&первых, эти ячейки более компактны, пусть и в ущерб удобству обслуживания. В ряде случаев монтаж КРУ на подземных подстанциях метрополитена, в стесненных условиях промышленного производства и т. д. их применение предпочтительнее. Кроме того, более новые ячейки являются сравнительно и более дорогими, что в отечественных условиях является немаловажным фактором при выборе оборудования. Существенно и то, что «старые» ячейки более привычны энергетикам публике априори очень консервативной. За свой век ячейки с выкатным элементом подверглись достаточно глубокой модернизации с учетом эксплуатации и в современных сериях таких КРУ насколько это возможно учтены требования, возникающие при практической эксплуатации. КРУ нового поколения пока не имеют такого опыта применения, и поэтому многие эксплуатационники относятся к ним без должного доверия. Таким образом, ячейки КРУ нового поколения сегодня вполне мирно сосуществуют с традиционными с расположением выкатного элемента в нижней части шкафа. Например, международный концерн «Высоковольтный союз», объединивший Ровенский завод высоковольтной аппаратуры и Нижнетуринский электроаппаратный завод, развивает производство обоих типов: серия КУ10(6)С представляет новую архитектуру, серия КУ-10Ц характеризуется традиционной архитектурой. Серийное производство шкафов данных серий освоено на предприятиях концерна в России и в Украине, в настоящий момент идет освоение производства и в Беларуси. КРУ нового поколения в разрезеВ качестве примера рассмотрим более пристально рассмотрим КРУ серии КУ10(6)С. Ячейки этого типа уже несколько лет производятся на Ровенском заводе высоковольтной аппаратуры, и в настоящее время они инсталлированы и успешно эксплуатируются на многих объектах в России, Украине, Беларуси и Казахстане. При проектировании к разрабатываемой серии КРУ были выдвинуты следующие требования:
Таким образом, целью разработки было создание нового типа шкафов КРУ с повышенной безопасностью и улучшенными условиями обслуживания. Ячейка КРУ представляет собой металлоконструкцию, выполненную из высококачественной оцинкованной стали (алюцинк), детали которой изготовлены на высокоточном оборудовании методом холодной штамповки. Соединения выполнены на усиленных стальных вытяжных заклепках и резьбовых соединениях. Наружные элементы конструкции двери фасада, боковые панели крайних в ряду ячеек и т. д. окрашены методом порошкового напыления. Оригинальная конструкция обеспечивает легкий, удобный и безопасный доступ к оборудованию. Каркас шкафа (рис. 2) разделен вертикальными и горизонтальными металлическими перегородками на релейный отсек А, отсек выдвижного элемента Б, отсек сборных шин В и кабельный отсек, в котором располагаются также трансформаторы тока, напряжения и линейные шины Г. Каналы над отсеками, накрытые клапанами 16, служат для отвода нагретого воздуха и выброса отработанных газов при коммутации предельных токов КЗ и при появлении в отсеках открытой дуги. Для изоляции неподвижных токоведущих контактов, а также для секционирования сборных шин 12 в пределах одного шкафа используются эпоксидные проходные втулки 10 и 15, благодаря этому, а также наличию дуговой защиты локализация аварии происходит в пределах одного отсека одного шкафа за необходимое время. Выдвижной элемент находится в средней части шкафа непосредственно над кабельным отсеком и конструктивно выполнен в виде тележки, которая перемещается из рабочего положения в контрольное и обратно при закрытых дверях шкафа. В ремонтном положении выдвижной элемент при помощи инвентарной тележки из комплекта ЗИП перемещается в коридор обслуживания, при этом шторный механизм 11 автоматически перекрывает доступ к токопроводящим контактам шкафа. В зависимости от схем в шкафу может находиться заземлитель с пружинным приводом, который располагается на боковой стенке каркаса кабельного отсека и приводится в действие при помощи рукоятки из комплекта ЗИП. Трансформаторы тока 9 вместе с проходной втулкой 10 нижнего неподвижного токопроводящего контакта пофазно установлены на отдельных металлических перегородках между отсеками выдвижного элемента и трансформаторов тока. Эти перегородки имеют специальные крышки для доступа к вторичным цепям трансформаторов тока. Благодаря такому решению максимально упрощается их обслуживание.  Так, для доступа к контактам вторичных цепей трансформаторов тока достаточно: открыть дверь выдвижного элемента и выкатить его на инвентарной тележке в коридор обслуживания, после чего демонтировать крышку вторичных цепей. Для замены же самого трансформатора тока необходимо дополнительно: демонтировать легкосъемную перегородку и крепеж на несущей конструкции ремонтируемой фазы, после чего повернуть блок трансформатора тока с шиной и втулкой на 90° в ремонтное положение. Для доступа к трансформаторам напряжения и кабельным разделкам достаточно открыть дверь кабельного отсека (при этом выдвижной элемент может находиться в шкафу в контрольном положении, а заземлитель включен). Описанная конструкция шкафов позволила начать производство КРУ с реальным, а не декларируемым односторонним обслуживанием, ведь не секрет, что некоторые номинально одностороннего обслуживания шкафы имеют в своей конструкции специально предусмотренные двери и люки для доступа к элементам шкафа с тыльной стороны. В шкафах КРУ предусмотрены все необходимые по действующим стандартам защиты и блокировки. Схемы вторичных реализуются по ряду типовых работ, а также с использованием устройств микропроцессорной релейной защиты типа REF, SEPAM, MICOM, SPAC, «Сириус», УЗА, МРЗС и др. Микропроцессорные блоки релейной защиты могут подключаться в SCADA-систему для дистанционного управления и сбора данных. Следует сказать, что ячейки КРУ нового поколения массово вышли на рынок совсем недавно и сегодня вполне мирно сосуществуют с традиционными с расположением выкатного элемента в нижней части шкафа. Энергетики народ консервативный. Не менее востребованными являются малогабаритные ячейки со стационарным расположением выключателя и КСО. В любом случае, потребуется значительный временной лаг, прежде чем ячейки КРУ нового поколения начнут вытеснять традиционные ячейки. Кроме того, эффективность новой компоновки в общепромышленном типоисполнении еще не означает ее целесообразность в других типах ячеек. Речь идет о специальных типах КРУ рудничного нормального исполнения, взрывозащищенных для шахтного электроснабжения, экскаваторных, судовых и др. Зато выгоды новой компоновки быстро разглядели на предприятиях электрогенерации. КРУ 6 кВ нового поколения в сейсмостойком и несейсмостойком исполнении начали обретать прописку на тепловых и атомных станциях. Ряд крайних выставок электрооборудования, прошедших в СНГ, продемонстрировал, что все большее количество КРУ-строителей вводит в номенклатуру новый тип ячейки. Особенно этот процесс заметен в РФ, поскольку в стране на фоне дефицита генерирующих мощностей инициируется строительство большого количества новых электростанций. Соответственно, расширится рынок сбыта для производителей КРУ для СН электростанций. Нельзя сказать, что все новинки имеют высокий технический уровень все же производителю требуется несколько лет, чтобы от первых сырых наработок провести изделие через ряд модернизаций и прийти к оптимальному для потребителя решения. Но лед тронулся, процесс пошел!
Вадим ЧЕРНЫЙ, ЗАО «Высоковольтный союз» market.elec.ru Контроль тока в распределительных линиях электропередачи 10 кв
ДАТЧИК СКОРОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ТОКА Для регистрации изменения бросков тока короткого замыкания (к.з.) в питающей линии 10 кВ разработан и применен датчик скорости изменения тока (ДСИТ). Конструктивно он состоит из двух блоков, соединенных между собой кабелем связи. Первый из блоков — блок подсоединения датчика (БПД) — предназначен для подсоединения ДСИТ к токовым цепям линии 10 кВ. Второй блок — блок формирования импульсов (БФИ) — служит для формирования импульсов напряжения, которые будут подаваться уже на вход компьютера. По существу БФИ является логической частью ДСИТ, так как он не только формирует импульсы с соответствующими параметрами, но и выполняет некоторые логические функции, такие как распознавание ситуаций увеличения и уменьшения тока в линии электропередачи с определенной скоростью. В соответствии с рис. 1 в цепь измерительных трансформаторов тока своими токовыми цепями подключается датчик скорости изменения тока, собственно БПД. Этот блок укрепляется в непосредственной близости от ТТ в ячейке отходящей линии ТП.
Далее, по линии связи (ЛС), выполненной контрольным кабелем необходимой длины, сигнал об изменении величины тока поступает на вход БФИ. Формирователь импульсов устанавливается в помещении подстанции в непосредственной близости от персонального компьютера (ПК) или в корпусе самого компьютера. Формирователь предназначен для преобразования скорости изменения тока, то есть сигналов, поступающих по линии связи об этих изменениях, в соответствующие импульсы, которые может воспринимать компьютер для осуществления их дальнейшего анализа. Связь БФИ с компьютером осуществляется через LPT-порт. Информация о появлении в линии той или иной контролируемой ситуации после соответствующей программной обработки [3, 4] отображается на экране компьютера. При этом компьютер запоминает всю поступающую информацию за установленный обслуживающим персоналом период времени. При необходимости оператор может вывести на дисплей любую затребованную информацию. БЛОК ПРИСОЕДИНЕНИЯ ДАТЧИКА
Блок присоединения датчика (рис. 2) подключается к измерительным трансформаторам тока. В состав БПД входят трансформаторы Т1, Т2 и нагрузочные сопротивления R1*, R2*. В качестве трансформаторовТ1 и Т2 могут быть использованы трансформаторы, установленные в реле РП-341. Первичные обмотки трансформаторов Т1 и Т2 представляют собой токовые обмотки, включаемые последовательно с измерительными трансформаторами тока, соответственно, фазы А и фазы С. При этом трансформаторы тока могут соединяться как в неполную звезду, так и на разность токов двух фаз. Следует иметь в виду, что при подключении токовых обмоток трансформаторов Т1 и Т2 к измерительным трансформаторам тока нельзя допускать разрыва их токовых цепей. Для этого должны использоваться перемычки для выводов 1, 2 и 3, 4 (на схеме не показаны). напряжение со вторичных обмоток трансформаторов Т1 и Т2 поступает на входы двухполупериодных выпрямителей VD1-VD4 и VD5-VD8. напряжение на выходах трансформаторов Т1 и Т2, а, соответственно, и величина выпрямленного напряжения на выходе выпрямителей VD1-VD4 и VD5-VD8 пропорциональны току, протекающему по токовым обмоткам трансформаторов. Следовательно, при изменении тока в контролируемой линии будет пропорционально изменяться и напряжение на выходе выпрямителей. Нагрузочные сопротивления R1* и R2* влияют на вольт-амперные характеристики трансформаторов Т1 и Т2 и подбираются соответствующей величины для получения необходимой чувствительности ДСИТ.
Выпрямители VD1-VD4 и VD5-VD8 соединены между собой по схеме ИЛИ, что позволяет получить увеличенное напряжение на их выходах при к.з. между любыми фазами, а, соответственно, и при увеличении тока в токовой обмотке Т1 или Т2. Так (в соответствии с рис. 3, а), в нормальном режиме с выхода выпрямителей снимается напряжение с частотой 100 Гц и с практически неизменной амплитудой i1. При к.з. между любыми фазами, предположим в момент времени t1, возрастает ток в токовых обмотках трансформаторов Т1 или Т2. Соответственно увеличивается и напряжение на выходе выпрямителей, достигая, например, амплитуды i2. Далее выпрямленное напряжение сглаживается фильтром, состоящим из элементов R3, C1, R4, C2, и приобретает форму, рис. 3, б. С целью снижения значительных пульсаций, путем ограничения напряжения на выходе фильтра при больших токах к.з., устанавливаются последовательно стабилитроны VD9 и VD10 (приняты два для уменьшения мощности на каждом из них при больших выходных напряжениях). напряжение с выхода БПД по линии связи подается на вход БФИ. Линия связи укладывается в каналы вместе с контрольными кабелями. Как уже отмечалось, блок присоединения датчика скорости изменения тока устанавливается в ячейке отходящей линии. БЛОК ФОРМИРОВАНИЯ ИМПУЛЬСОВ
Принципиальная схема БФИ приведена на рис. 4. напряжение с выхода БПД по ЛС поступает на вход БФИ, который можно разделить на две составляющие: скорость увеличения тока (СУвТ) и скорость уменьшения тока (СУмТ). Составляющая датчика скорости увеличения тока содержит конденсаторы С1, С3, эмиттерный повторитель на транзисторе VT1, усилитель напряжения на транзисторе VT2 и триггер на микросхемах DD1.1 и DD1.2 (типа ИЛИ – НЕ).В свою очередь, СУмТ содержит конденсаторы С2, С4, эмиттерный повторитель на транзисторе VT4, усилитель на транзисторе VT5 и инвертор на микросхеме DD1.3. Эмиттерные повторители на транзисторах VT1 и VT4 необходимы для снижения шунтирующего воздействия входными сопротивлениями полезного сигнала усилителей VT2 и VT5, поступающего по линии связи с блока присоединения датчика БПД. Транзистор VT3, соединенный по схеме эмиттерного повторителя, нагружен на светодиод VD2 и ограничивающее его ток сопротивление R16. Светодиод VD2 необходим для наглядного отображения работы ДСИТ. В частности, в момент появления тока к.з. он «загорается» и остается в таком состоянии до момента исчезновения тока к.з. Сопротивление R1 является нагрузкой для БПД через линию связи и, соответственно, служит для разряда конденсаторов С1 и С2 в этом блоке при снижении напряжения на выходе выпрямителей VD1-VD4 и VD5VD8 (см. рис. 2). При нормальном режиме работы в линии 10 кВ протекает рабочий ток без резких его изменений, так как включение и отключение нагрузки на уровне напряжения 0,38 кВ не вызывает бросков тока, как при к.з. [1]. При этом с выхода фильтра снимается практически постоянное по величине напряжение. ток через конденсаторы С1 и С2 (см. рис. 4) не проходит, тем самым на входах транзисторов VT1 и VT4 не создается дополнительный потенциал напряжения. В данном случае смещение на базе транзистора VT1 будет определяться только соотношением сопротивлений R2 и R4, а смещение транзистора VT4 — соотношением сопротивлений R7, R8 и R9. Смещение транзистора VT1 выбирается таким образом, чтобы в исходном состоянии он был закрыт. При этом будет закрыт и транзистор VT2 и с его выхода будет выдаваться логическая единица на вход 1 триггера DD1.1, DD1.2. В таком состоянии с выхода 6 триггера будет так же поступать сигнал по выходу 10 на LPT-порт компьютера. На схеме (см. рис. 4) значение потенциалов — логической единицы «1» или логического нуля «0» — обозначены, соответственно, 1-0 или 0-1. Первая цифра в этих обозначениях соответствует исходному состоянию элемента схемы, а вторая — после ее перехода при появлении резких изменений тока в контролируемых линиях электропередачи. Предположим далее, что в контролируемой линии в какой-то момент времени t1 вследствие к.з. между фазами А и В появилось увеличение тока до амплитуды i2 (см. рис. 3, а). В этом случае происходит резкое увеличение напряжения на выходе выпрямителя VD1VD4 (см. рис. 2), а, соответственно, и на выходе сглаживающего фильтра (см. рис. 3, б). Это увеличение напряжения по ЛС будет передаваться на вход формирователя импульсов (см. рис. 4) и вызовет протекание тока подзаряда через конденсатор С1 и резистор R4, что приведет к увеличению положительного дополнительного напряжения на базе транзистора VT1, после чего он откроется. Так же откроется и транзистор VT2. Следует отметить, что изменение состояний транзисторов VT1 и VT2 с закрытых на открытые происходит за малый промежуток времени, который определяется временем подзаряда конденсатора С1. Как только он зарядится до напряжения, определяемого величиной приращения тока при к.з., ток через конденсатор проходить не будет, и потенциал базы транзистора VT1 станет прежним. Транзистор VT1, а, соответственно, и транзистор VT2 снова закроются, хотя ток к.з. еще будет протекать в контролируемой линии. С открытием транзистора VT2 при появлении приращения тока к.з. логический «0» поступит на вход 1 триггера DD1.1, DD1.2. Триггер изменит свое состояние и логический «0» с выхода 10 поступит на порт компьютера LPT. Такое состояние триггера останется до появления резкого уменьшения тока в контролируемой линии или при появлении сигнала «сброс» с компьютера. С изменением состояния триггера единичный сигнал появится на его выходе 3 и через резистор R15 откроет транзистор VT3. При этом «загорится» светодиод VD2, сигнализируя о том, что в контролируемой линии появился ток к.з. СУмТ работает следующим образом. В режиме рабочих токов в контролируемой линии с фильтра снимается постоянное напряжение, величина которого определяется уровнем тока, проходящего по контролируемой линии 10 кВ. Так как к конденсатору С2 (см. рис. 4) прикладывается практически не меняющееся по величине напряжение, то ток через него не проходит и не меняется потенциал на базе транзистора VТ4. Смещение на базе транзистора VT4, как уже отмечалось, определяется соотношением сопротивлений R7, R8 и R9, и он в исходном состоянии открыт. В открытом состоянии находится и транзистор VT5. При этом «0» с его коллектора поступает на вход инвертора DD1.3. С выхода же инвертора логическая «1» появится на входе диода VD3. С учетом этого логическая «1» от источника питания через R13 поступает на вход 5 триггера DD1.1, DD1.2, не изменяя его состояние. В момент появления к.з. увеличивается положительное напряжение с выхода фильтра БПД, которое вызовет ток подзаряда конденсатора С2, а, соответственно, и увеличение положительного потенциала на базе транзистора VT4. Однако поскольку до этого на базе транзистора уже было положительное смещение и он был открыт, то увеличение положительного потенциала не изменит его состояние. Предположим теперь, что ток к.з. исчез за счет отключения его одним из выключателей в линии. При отключении к.з. произойдет резкое уменьшение тока в контролируемой линии 10 кВ. При уменьшения тока со скоростью, имеющей место при исчезновении к.з. (например, между фазамиА и В), на выходе выпрямителя VD1-VD4 (см. рис. 2) напряжение снижается, и через конденсатор С2, (см. рис. 4) проходит ток подразряда. На базе транзистора VT4 появится дополнительный отрицательный потенциал, и он закроется. Закроется и транзистор VT5. Закрытие этих транзисторов будет непродолжительным, на время, необходимое для подразряда конденсатора С2, затем они снова откроются, причем ток в контролируемой линии может и не возрасти. С временным закрытием транзисторов в момент резкого уменьшения тока с коллектора транзистора VТ5 логическая единица поступит на входы 8 и 9 инвертора DD1.3. С его выхода «0» через диод VD3 будет подан на вход 5 триггера DD1.1, DD1.2, что изменит его состояние и вернет в исходное положение, то есть в то положение, которое он имел до появления к.з. В данном случае на выходе 6 триггера снова появится «1», которая поступит на вход 10 LPT-порта компьютера. Одновременно с выхода 3 триггера «0» закроет транзистор VT3 и светодиод VD2 «погаснет», сигнализируя о том, что в контролируемой линии исчез ток к.з. При исчезновении тока к.з., как уже отмечалось, уменьшится напряжение на выходе БПД. Это вызовет некоторый ток разряда конденсатора С1 и уменьшение положительного напряжения на базе транзистора VT1. Однако поскольку этот транзистор после прохождения броска тока к.з. вернется в исходное закрытое состояние, то уменьшение напряжения на его базе не повлияет на его состояние (то есть он останется «закрытым»). Таким образом, в течение существования броска тока к.з. с выхода 6 триггера DD1.1, DD1.2 будет поступать логическая единица (напряжение примерно величиной +5 В) на вход 10 порта LPT компьютера. Появление логической единицы и ее исчезновение (появление логического нуля) на входе компьютера, а также дальнейшие возможные изменения тока в контролируемой линии анализируются им по специальной компьютерной программе в соответствии с разработанным алгоритмом. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Датчик скорости изменения тока позволяет контролировать изменения тока со скоростью, соответствующей таковой при коротких замыканиях и при подключении нагрузки, что может быть использовано при контроле результатов работы пункта сетевого АВР, поскольку его успешное и не успешное включения характеризуются увеличением тока с достаточной для работы предложенного устройства скоростью. Также, соответственно, он может применяться и при контроле АПВ выключателей. pue8.ru | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
,
, (9.2)
.
мм, 
А, 
, 
см2.
, (9.3)
,
(9.4)
,
, (9.5)
,
, (9.6)
, (9.7)
,
,
, (9.8)
- предел прочности на разрыв материала шин, МПа (для медных шин 
=250 МПа) [8].
.
, (9.9)
- тепловой импульс, кА2·с; с – постоянная для медных шин с=140,
.
(9.10)
.
, (9.11)
.
, следовательно, ранее выбранное сечение кабеля условиям термической стойкости удовлетворяет.
, (9.12)
, (9.13)
, (9.14)
.
.
.
, (9.15)
коэффициент спроса (принимается 0,7-0,8).
.
, (9.16)
.
(9.17)
.
*kдин*I1н
В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей ВН.
.
в соответствии с ГОСТ 14695-80.
Дистанционный контроль результатов работы пунктов автоматического включения резерва (АВР) в распределительных сетях 10 кВ основан на анализе изменения параметров режима функционирования сети [1,2]. Это, прежде всего, контроль изменения тока в линии 10 кВ, который может выполняться с помощью предложенного ниже устройства. В качестве первичных воспринимающих элементов для данного устройства используются трансформаторы тока (ТТ) релейной защиты или цепей измерения, установленные в ячейке отходящей линии трансформаторной подстанции (ТП). Учитывая, что достаточного опыта функционирования такой системы пока нет, и с целью исключения влияния узлов этой системы на надежность работы релейной защиты подключение следует производить к ТТ цепей измерения, хотя при этом подключаемые к ним дополнительные элементы могут в некоторой степени снизить точность измерения. 
