Умови вибору .

Література:

1.Будзко И.А., Зуль Н.М. «Электроснабжение сельского хозяйства « - М.: Агропромиздат, 1990 – 496 с.

2.Василега П.О. Електропостачання :Навчальний посібник. – Суми: ВТД „Університетська книга”, 2008. – 415 с.

3.Электроснабжение сельского хазяйства. Притака И.П. – 2-е изд., перераб. и доп. – К.: Вища школа . Головное изд-во, 1983. – 343 с. – Укр.

 

Високовольтні вимикачі служать для включення і відключення електричних мереж напругою вище 1 кВ під навантаженням і автоматичного їхнього відключення при аварійних режимах .

 

За принципом дії :

1)масляні малооб’ємні та багатооб’ємні;

2)автогазові;

3)електромагнітні;

4)вакуумні;

5)повітряні;

6)елегазові ( F6S ).

За місцем встановлення:

1)для зовнішнього встановлення;

2)для внутрішнього встановлення.

Багатооб’ємні масляні ( бакові ) вимикачі .

Масло використовують як газогенеруюче середовище , яке забезпечує гасіння дуги і в якості ізоляції струмоведучих частин , виготовлених на напругу 6 -10 кВ,

S відключення = 100 200 МВА , не мають дугогасної камери.

Недоліки:

- нераціональне використання масла,

- для гасіння електричної дуги потрібен великий хід контактів (виникає велика довжина дуги, виділяється більше енергії , розкладається більше масла , тому необхідно його частіше замінювати).

Багатооб’ємні вимикачі на вищу напругу виконують так, що контакти кожної фази розміщують в свої дугогасні камери( U=35220 кВ з S відключення =2500 МВА). При розриві контактів в камері загоряються дві послідовні дуги , тиск різко збільшується і створюється поперечне дуття і гасне дуга . Для відключення малих струмів створюється поздовжнє дуття.

Недоліки :

- вибухо і пожежонебезпечні,

- необхідні окремі вибухозахищені камери,

- великий об’єм масла,

- контроль за станом масла,

- час на заміну масла,

- незручність наладки та монтажу ,

- велика затрата металу.

Переваги:

- простота конструкції,

- встроєні трансформатори струму,

- висока здатність відключення.

Малооб’ємні масляні вимикачі ( горшкові ).

Масло використовується тільки для гасіння дуги .При відключенні стержень піднімається догори загоряється дуга. Тиск збільшується. Контактний стержень відкриває першу поперечну щілину , створюється газове дуття через дуговий стовб. Гази викидаються у верхню частину бачка . Також відкриваються інші щілини .При переході І через 0 тиск в газовому пузирі знижується і стисле повітря нагнітається в область дуги, після чого вона гасне .

А якщо відключаються великі струми , то дуга може погаснути внизу під час поперечного дуття.

Недоліки :

- важко встановити встроєні трансформатори струму,

- необхідність контролю масла,

- пожежо- і вибухонебезпечність.

Переваги:

- невелика кількість масла,

- невелика маса,

- зручний доступ до контактів.

Автогазові вимикачі.

Гасіння дуги здійснюється дуттям газів , які утворюються за рахунок розкладання твердого дугогасильного елемента самою дугою.

ВГ-10 на 400 А зі здатністю відключення 300- 400 МВА. Ці вимикачі стійкі відносно кількості відключень ( великий термін служби).

Переваги:

- відсутність масла,

- невелика маса.

Недоліки :

- швидке зношення твердого дугогасника,

- швидке зношення контактів.

Вакуумні вимикачі.

Основний елемент вимикача – запаяний скляний ( фарфоровий ) балон, всередині розміщені нерухомий і рухомий вольфрамові контакти . На рухомий контакт впливають через сільфон , герметично скріплений через скляний балон . В балоні утворюється вакуум, завдяки якому невеликий зазор між контактами ( декілька міліметрів ) витримує напругу з амплітудою до 100 кВ і вище.

Переваги:

- простота конструкції,

- пожежо- і вибухобезпечність,

- швидкодія із-за невеликого ходу контактів,

- великий строк служби і відсутність необхідності в обслуговуванні ,

- відключення І при першому проходженні через 0,

- можливість роботи при низьких температурах без підігріву.

 

 

Елегазові вимикачі.

Для гасіння дуги передбачається спеціальне улаштування , яке забезпечує обертання дуги ( за рахунок взаємодії її струму з магнітним полем постійних магнітів) в елегазі.

Елегаз має високі дугогасні властивості ( велику електричну міцність ) не горить і не підтримує горіння. Пожежо- і вибухобезпечні , мають високу здатність відключення і швидкодію.

 

Елегазовий вимикач LF/

 

 

Електромагнітні вимикачі.

Для гасіння дуги використовуються електродинамічні сили , повітряний потік , який утворюється спеціальним поршневим улаштуванням і магнітне дуття , котре забезпечується у результаті взаємодії магнітного поля котушки магнітного дуття зі струмом дуги.

Переваги такі ж, але мають складну конструкцію дугогасної системи , обмежена межа ( до 20 кВ ) , обмежена придатність для зовнішньої установки.

Повітряні вимикачі.

- Дуга гаситься стислим повітрям .Виготовляються на напругу від 35 кВ і вище. Придатні для зовнішньої і внутрішньої установки.

Переваги:

- вибухо і пожежобезпечні ,

- висока швидкодія і здатність відключення ,

- мале зношення контактів .

Недоліки :

- необхідність використання компресорної установки ,

- складність конструкції ряда вузлів ,

- висока ціна( в основному використовують на 110 кВ і вище).

 

Автоматичні повітряні вимикачі - захисно-комутаційні апарати призначені для відключення електричних кіл до 1 кВ при аварійних і ненормальних режимах , а також для перемикання. А3000, АЕ 20, АП 50 Б.

Виготовляють з встроєними розчіплювачами мінімальної напруги (вимикають при зниженні напруги в мережі), з тепловими розчіплювачами (біметалеві пластини) для відключення при перевантаженнях. Для покращення захисту від однофазного к.з. застосовують автоматичні вимикачі з електромагнітним розчіплювачем, який вмикається в нульовий провід .І спрацювання такого розчіплювача менше, ніж І в фазних проводах. Для покращення умов і прискорення гасіння дуги використовують дугогасні камери зі стальними пластинами , розміщеними перпендикулярно дузі, забезпечують ділення дуги на короткі. Втягування дуги в стальну решітку відбувається під дією магнітного поля , збудженого струмом самої дуги. При великих І застосовують поздовжньо - щілинні і лабіринтно – щілинні камери, де дуга гасне у вузькій щілині.

Згідно з вимогами ПУЕ автоматичні вимикачі вибирають по конструкції, роду установки, кількості полюсів за наступних умов.

Умови вибору:

 

1.За напругою

, В

2. За номінальним струмом

, кА

3.За комутаційними можливостями відключення максимального струму та максимального навантаження

, кА

де - струм трьохфазного к.з. в місці установки попереднього апарата захисту ,відлік від споживача).

або

- максимальна величина потужності при к.з. на шинах 0,4 кВ

 

де - опір трансформатора ,приведений до напруги 400 В,

- опір лінії від шин 0,4 кВ до місця установки автомата;

- номінальний струм силового трансформатора , А;

- напруга к.з трансформатора, паспортна величина, В;

- номінальна напруга автоматичного вимикача, паспортна величина, В;

- номінальний струм автоматичного вимикача , паспортна величина, А;

- робочий максимальний струм , А

4.За струмом теплового розчіплювача

,

де - коефіцієнт надійності, =1,0...1,1(запуск двигуна за 2...10 сек), =1,5(запуск більше 10 с).

5. За струмом електромагнітного розчіплювача

,

=1,25(без асинхронних двигунівАП-50, АЕ-2000, А 3700),

- для ліній з АД Р >14 кВт:

;

- для ліній з значною кількістю АД і один із них має найбільшу Р >14 кВт ,

;

де - струм трифазного к.з. в кінці зони захисту теплового розчіплювача, А;

- пусковий струм АД,

;

- кратність пускового струму АД, =5...7;

- номінальний струм АД, А.

Згідно вимог ПУЕ , максимальний струмовий захист повинен забезпечувати надійність вмикання і перевіряється за допомогою коефіцієнта чутливості :

 

Лекція № 13:Трансформатори струму. Схеми їх з’єднання. Класи точності

 

1.Загальні відомості , режими роботи трансформаторів струму, коефіцієнти трансформації . Особливості вибору ТС. Похибки ТС, класи точності.

2.Принципові схеми з’єднань ТС, області їх використання.

3.. Коефіцієнти схеми з’єднань.

Література:

1.Будзко И.А., Зуль Н.М. «Электроснабжение сельского хозяйства « - М.: Агропромиздат, 1990 – 496 с.

2.Чернобровов Н.В. Релейная защита . – М.: «Энергия», 1980.

В електричних установках виникає необхідність постійно контролювати струм( І ), напругу ( U ) , потужність ( Р і Q ) і частоту ().

Трансформатори струму призначені для:

1)в установках напругою до 1000 В знизити вимірювальні струми до величини допустимої для підключення послідовних котушок вимірювальних приборів або апаратів захисту( реле);

2)в установках U понад 1000 В відокремити кола високої U від кіл вимірювальної і захисної апаратури , що дає можливість забезпечити безпечне обслуговування і виконання тих же функцій, що і в установках U до 1000 В.

Для правильного з’єднання ТС між собою і правильного підключення до них реле потужності , ватметрів і лічильників виводи обмоток трансформаторів позначають(маркуються) заводами таким чином:

Початок первинної обмотки –Л1 початок вторинної обмотки - u1;

Кінець первинної обмотки – Л2, кінець вторинної обмотки – u2.При виконанні монтажу ТС початок первинних обмоток Л1 обертають до шин, а кінці Л2 – в сторону захищає мого обладнання.

Трансформатор струму нормально працює при сталому навантаженні вторинного кола і змінному струмі первинної обмотки , тобто при змінному магнітному потоці. Струм у первинній обмотці не залежить від навантаження вторинної обмотки, яка перебуває в режимі , близькому до режиму к.з.

На електричних станціях і підстанціях найчастіше застосовуються посередні вмикання електричних приладів за допомогою трансформаторів струму і напруги. В посередньому вмиканні електричних приладів є слідуючи переваги:

1)можна виконувати на широкому діапазоні вимірювання величин;

2)вторинні U і І приводяться до безпечної ;

3)вимірювальні прилади відокремлені від високої U магнітним зв’язком , що забезпечує вимоги ТБ.

 

Перевантаження і к.з. в колі вторинної обмотки не створюють небезпеки для трансформатора, тому захищати його запобіжниками нема потреби.

Коефіцієнт трансформації ТС наближено дорівнює оберненому відношенню числа витків обмоток: На практиці .

Таким чином, для трансформаторів струму характерна похибка за струмом ( за коефіцієнтом трансформації).

 

.

Причиною виникнення похибок у ТС є проходження струму намагнічування , тобто того струму, котрий створює в сердечнику ТС робочий магнітний потік , який забезпечує трансформацію первинного струму у вторинну обмотку .Чім менше струм намагнічування , тим менше похибки ТС.

Від значення цієї похибки залежить точність показів приладів, приєднаних до вторинної обмотки.

Крім похибки за струмом , у ТС виникає кутова похибка , що показує кут зсуву між вектором первинного струму і повернутим на вектором вторинного струму . Ця похибка впливає на покази приладів (ватметри, фазометри, лічильники, реле потужності ).

Результуюча намагнічуюча сила ( н.с.) трансформатора струму визначається ,як сума н.с. його первинної і вторинної обмоток:

.

При розмиканні вторинної обмотки трансформатора ТС відсутня сила намагнічування вторинної обмотки () и тоді .

Більша величина значно збільшить магнітний потік і магнітну індукцію ,зросте нагрів осердя і збільшиться е.р.с. вторинної обмотки. Це може призвести до перегріву і пробою ізоляції вторинної обмотки ТС і може з’явитись небезпечна U на включеній апаратурі.

Тому, розмикання вторинної обмотки ТС недопустимо. При від’єднанні приборів від ТС необхідно попередньо замкнути вторинну обмотку ТС накоротко або зашунтувати.

 

Ряд ТС ( 10/5 – первинний струм/вторинний струм):

5/5; 10/5; 25/5; 40/5; 50/5; 75/5; 100/5; 150/5; 200/5; 300/5;400/5; 600/5; 800/5; 1000/5, 1500/5...

ТПОЛ-10-600/5 –0,5 - прохідний, одновитковий , клас точності -0,5.

Класи точності: для точних лабораторних вимірів – 0,2;

для приєднання лічильників для грошового обліку – 0,5;

для технічного обліку – 1,0; для приєднання реле і сигналізації – 3,0 і 10.

Критерії вибору трансформаторів струму:

1.За напругою

.

2. За струмом

, допускається .

3.Термічна стійкість

.

4.Динамічна стійкість

( розрахункова величина)

=250; 175; 165 – паспортна величина.

5. , ВА або .

6.Допустима напруга

;

.

7.Для релейного захисту перевірка на 10% похибку

;

,

де к – коефіцієнт аперіодичної складової струму к.з.(1,2 2)

- коефіцієнт відхилення від дійсного значення кривої насичення (намагнічування) (0,8 0,9).

Розрахунок номінального опору вторинного кола трансформатора визначається за формулою: ,

де - активний опір контактів0,1 Ом

- активний опір з’єднувальних проводів , Ом

 

,

= 57 м/Ом.; =29,5 м/Ом.;

- повний опір приборів приєднаних до ТС.

Величина залежить від схеми вмикання приборів .Якщо „повна зірка” , то

Розрахункову потужність вторинного кола визначають за формулою:

 

, ВА.

Теоретично коефіцієнт схеми при різних схемах з’єднання може бути 1; ;2.

.

В мережах з глухозаземленою нейтраллю , як правило ,ТС встановлюють в кожну фазу , а в мережах з ізольованою нейтраллю – в фази А і С.

Основна схема з’єднання в зірку застосовується для включення захисту від всіх видів однофазних и міжфазних к.з.

Схема з’єднання в неповну зірку застосовується для включення захисту від міжфазних к. з. в мережах з ізольованою нейтраллю..

Схема з’єднання в трикутник застосовується для отримання різниці фазних струмів( наприклад, для включення диференційного захисту трансформаторів).

Схема з’єднання на різницю струмів двох фаз. Ця схема використовується для включення захисту від міжфазних к. з., так як і схема в неповну зірку.

На рис. 5 показана схема з’єднання на суму струмів всіх трьох фаз( фільтр нульової послідовності) призначена для включення захисту від однофазних к. з. и замикань на землю.

ІВ

ІС

При трьохфазному к.з. І0 =1/3(І А + ІВ +ІС)

При однофазному к.з. І0=1/3(І А+ ІВ +ІС)=1/3І А ІВ=0; ІС=0.

При двофазному к.з. І0=1/3(І А+ ІВ+ІС)=0 ІС = - ІВ; І А=0.

ІВ

ІС

ІА

ІА

І0

На рис. 6 дана схема послідовного з’єднання двох трансформаторов струмів, встановлених на одній фазі, а на рис.7- паралельного з’єднання.

Схеми з’єднання трансформаторів струму

 

 

Лекція № 14 :Трансформатори напруги і схеми їх вмикання. Вибір трансформаторів напруги.

1.Загальні відомості про трансформатори напруги. Похибки трансформаторів напруги .Класи точності.

2.Схеми з’єднань обмоток трансформаторів U та схеми вмикання в первинне коло

3.Вибір трансформаторів U.

Література:

1.Будзко И.А., Зуль Н.М. «Электроснабжение сельского хозяйства « - М.: Агропромиздат, 1990 – 496 с.

2.Чернобровов Н.В. Релейная защита . – М.: «Энергия», 1980.

 

Вимірювальні трансформатори напруги ТНпризначені для зниження высокої напруги, яка подається в установках змінного струму на вимірювальні прибори , реле захисту і автоматики до номінальної( лінійна напруга)..

Застосування трансформаторів напруги дозволяє використовувати для вимірювання на високій напрузі стандартні вимірювальні прибори, розширюючи їх межі вимірювання; обмотки реле, які включаються через трансформатори напруги, також можуть мати стандарті виконання.

Також , трансформатор напруги ізолює (відокремлює) вимірювальні прибори і реле від високої напруги, завадяки чому забезпечується безпека їх обслуговування, від їх роботи залежить точність електричних вимірів та облік електроенергії, а також надійність дії релейного захисту.

Вимірювальный ТН за принципом виконання нічим не відрізняється від силового знижувального трансформатора. Він складається з стального осердя, набраного з пластин листової електротехнічної сталі, первинної обмотки і однієї або двох вторинних обмоток.

На рис. 1,а показана схема ТН з однією вторинною обмоткою. На первинну обмотку подається висока напруга U1, а на напругу вторинної обмотки U2 ввімкнено вимірювальний прибор. Початок первинної та вторинної обмоток позначені буквами А и а, кінці — X и х. Такі позначення наносяться на корпус ТН поряд з зажимами його обмоток.

 

Рис. 1. Схема і векторна діаграма трансформатора напруги: а - схема, б — векторна діаграма напруги, в — векторна діаграма напруг U1= U2

 

Якщо коефіцієнт трансформації Kн=1, напруга U1= U2 (рис. 1,в).

При роботі ТН без похибок його первинна і вторинна напруга співпадають по фазі, як показано на рис. 1,6, і відношення їх величин дорівнює Kн.

Задля безпеки обслуговування вимірювальних приладів і реле одну з точок вторинного кола ТН обов’язково заземлюють.

 

Коефіцієнт трансформації ТН :

.

Коефіцієнт обліку :

.

Трансформатори напруги мають похибки :

.

Існують слідуючи класи точності ТН :

 

Клас точності		кутова
0,2	0,2	10`
0,5	0,5	20`
	1	40`
	3	Не нормується

ТН зберігає клас точності в межах відхилення напруги від номінального

(0,8...1,2) .

ТН працює в режимі холостого ходу . Він може працювати в різному класі точності , в залежності від підключення до нього навантаження.

Класи точності ТН:

0,2 – для підключення лабораторних приладів;

0,5 – допускається робота лічильників;

1 та 3 – для апаратів релейного захисту і автоматики.

Від струмів к.з ТН захищаються запобіжниками з плавкою вставкою типу ПКТ та ПКТУ на напругу 3, 6, 10, 20 і 35 кВ. ТН не перевіряються на динамічну і термічну стійкість( так як захищаються запобіжниками). Також вони повинні бути захищені від атмосферних та комутаційних перенапруг , за допомогою вентильних розрядників або обмежувачів перенапруг. Схеми з’єднання ТН та схеми вмикання в первинне коло може бути використана для вимірювання лінійних і фазних напруг і різних величин вторинних напруг.

 

 

Умови вибору ТН :

1.За первинною напругою

2. За потужністю вторинної обмотки

3.За класом точності

залежно від класу точності приєднувальних приладів

4.За типом і схемою з’єднання обмоток

залежно від призначення

Розрахунок навантаження вторинних обмоток ТН визначають за формулою:

де і - активна і реактивна потужності споживання приладів, приєднаних до вторинної обмотки ТН.

Для контролю ізоляції в мережах з ізольованою нейтраллю використовують ТН з п’ятьма осердями або трьохобмотковий трансформатор з схемою „зірка з нулем – зірка з нулем – розімкнений трикутник”, до якої приєднується реле напруги та звукова та світлова сигналізація на випадок обриву фазного проводу і падіння його на землю.

ТН поділяються:

1)за кількістю фаз( одно- і трифазними);

2)за кількістю обмоток;

3)за способом охолодження(з сухою і масляною ізоляцією);

4)за родом установки;

5)за призначенням.

Позначення: Т – трифазний, О – однофазний, С – сухий, М – масляний , З – Заземлюючий високовольтний вивід первинної обмотки, К – каскадний.

НОС-0,5- ТН, однофазний, сухий , на напругу до 0,5 кВ;

НОМ – ТН , однофазний, з масляною ізоляцією;

НТМК, НТМИ –трифазні ТН.

Схема приєднання активного і реактивного лічильника через ТН і ТС( шафа КРП-10 кВ, відхідна лінія) .ТС –схема з’єднання „неповна зірка”, ТН – схема з’єднання „зірка з нулем - зірка з нулем – розімкнений трикутник”.

 

 

 

Схема вмикання ТН типу НТМИ з п’ятьма осердями, одною первинною і двома вторинними обмотками.

 

 

 

 

Лекція №15: Сільські трансформаторні підстанції. Призначення, схеми і конструктивне виконання районних трансформаторних підстанцій 110 – 35/10, 110 /10, 35/10 кВ.

1.Основні вимоги до схем підстанцій.Основні типи підстанцій.

2.Основні складові частини підстанції.

4.Основні типи схем підстанцій

Література:

1.Будзко И.А., Зуль Н.М. «Электроснабжение сельского хозяйства « - М.: Агропромиздат, 1990 – 496 с.

2.Василега П.О. Електропостачання :Навчальний посібник. – Суми: ВТД „Університетська книга”, 2008. – 415 с.

3.Электроснабжение сельского хазяйства. Притака И.П. – 2-е изд., перераб. и доп. – К.: Вища школа . Головное изд-во, 1983. – 343 с. – Укр.

В сільськогосподарських районах в основному використовуються РТП на напругу від 35 до 220кВ, які забезпечують зниження U до 6...35 кВ, в першу чергу до 10 кВ. Напруга передається від основного централізованого джерела електропостачання - енергосистеми для розподілення її в районі. І споживчі підстанції (ТП), які забезпечують зниження напруги з 6...35 кВ до 0,38 кВ для розподілення електроенергії між споживачами і передачі її струмоприймачам.

Основні вимоги до схем підстанцій:

1.Забезпечити надійність електропостачання споживачів , можливість проведення ремонтних і експлуатаційних робіт без відключення сусідніх приєднань .

2.Враховувати перспективу розвитку.

3.Забезпечити поетапний розвиток РП без значних робіт по реконструкції та перерв в живленні споживачів. Основні типи підстанцій по їх положенні в мережі вищої напруги:

1.Тупікові( кінцеві )

2.Відгалужувальні ( приєднані на відгалуженнях)

3.Прохідні

4.Вузлові

 

Централізоване електропостачання споживачів сільського господарства від енергосистем відбувається по основним або живлячим мережам сільськогосподарського призначення 35—110 кВ і по розподільчим мережам 20, 10 і 0,38 кВ. У відповідності з цим розроблені типові трансформаторні підстанції для живлення на напругу 20/0,4; 35/0,4; 35/10; 110/10; 110/35/10 та 110/20 кВ.

По способу приєднання до мереж вищої напруги підстанції сільськогосподарського призначення підрозділяють на тупікові, проміжні і вузлові (або опорні).

Вузлова (або опорна) трансформаторна підстанція звичайно живиться по трьом лініям электропередачі високої напруги. В той же час, часто від її шин відходять декілька ліній високої напруги, живлячих інші підстанції.Але в сільському електропостачанні використовуються рідко

Проміжні підстанції підрозділяються на відгалужувальні і прохідні. Відгалужувальні підстанції приєднуються на відгалуженні від прохідних однієї або двох ліний з одностороннім або двостороннім живленням.

Транзитними підстанціями стають прохідні і вузлові, коли через їх шини здійснюються перетоки потужностей.

Для підвищення техніко-економічних показників використовуються спрощені схеми.

Блочні схеми застосовують на тупікових і відгалужувальних підстанціях які приєднуються до ліній з одно- і двостороннім живленням.

 

РП має дві секції шин ( для 2-х трансформаторів), які працюють окремо в нормальному режимі. Шини на 10 кВ –жорсткі, прямокутні, ошиновка на 35 та 110 кВ –виготовляється гнучкою, тим же проводом, який підходить до ТП.

 

Основні шафи:

1.Шафа вводу живлення отримують від силового 2.Шафа трансформатора власних потреб трансформатора 35/10 або110/10 кВ

3.Шафа трансформатора напруги

4.Шафа відхідної лінії(може бути декілька живлення отримують від шин

Додаткові:

 

5.Шафа РЗ та телемеханіки

6.Шафа секційного вимикача

7.Шафа секційного роз’єднувача.

 

 

Рис.1.Блок „лінія – трансформатор з запобіжником”35 кВ на даний час використовувати не рекомендується

 

Рис.2.Блок „лінія – трансформатор з віддільником і короткозамикачем” для автоматичного відключення пошкодженого трансформатора від лінії , яка живить декілька підстанцій , схема дозволяє застосувати релейний захист

 

 

Рис.3. Блок ”лінія 35 кВ - трансформатор з вимикачем”, надійніша.

 

 

На малюнках приведені місткові схеми, які дозволяють секціонувати живлячу лінію .Трансформатори приєднують до лінії з двох боків вимикача. При пошкодженні на одній з ділянок вимикається трансформатор разом з ділянкою. Але в автоматичному режимі може бути повторно включеним (АПВ однотактне або двотактне) вимикачем або віддільником. Другий трансформатор буде підключений до обох ліній.

 

Або з автоматичним перемиканням

Місткові схеми 2 блоки „лінія – трансформатор” з неавтоматичним перемиканням

 

Рис.4. Місткові схеми 2 блоки „лінія – трансформатор” з неавтоматичною перемичкою.

На малюнках приведені місткові схеми , які дозволяють секціонувати живлячу лінію .Трансформатори приєднують до лінії з обох боків вимикача .При пошкодженні на одній з ділянок вимикається трансформатор разом з ділянкою. Але в автоматичному режимі може бути повторно включеним(АПВ однотактне або двотактне) вимикачем або віддільником, другий трансформатор буде підключений до обох ліній.

На напругу 110 кВ завжди використовується ремонтна перемичка, на 35 кВ – не завжди.

Місткові схеми з вимикачем в перемичці застосовують при двосторонньому живленні або транзиті потужностей на 35...110 кВ.

 

Рис.5. Місткова схема РП на 110 кВ з вимикачем в перемичці і віддільником в колах трансформаторів та з високочастотним зв’язком( ВЧ).

 

На рис.6 зображена головна схема електричних з’єднань підстанції ,яка забезпечує напругу як 10 кВ , так і 35 кВ.

На вході підстанції на кожній лінії встановлюють конденсатори зв’язку СМП( СМК ) фільтрів приєднання ФПУ і високочастотні загороджувачі ВЗ . Це забезпечує можливість приєднання апаратури високочастотного зв’язку і передачу по лініям напруги 110 кВ телефонних і телемеханічних сигналів, а також керувати ТП і контролювати її роботу з диспетчерського пункту РЕМ.

Ремонтна перемичка складається з двох роз’єднувачів з заземлюючими ножами , які механічно зблоковані з роз’єднувачами . Вони можуть бути включені тільки при відключенні роз’єднувачів.

 

Рис.6. Головна схема з’єднань підстанції КТПБ – 110/35/10.

Трансформатор струму в колі короткозамикача забезпечує блокування, яке не допускає відключення віддільника при протіканні струму к.з.

Трансформатори напруги НКФ призначені для захисту , автоматизації і вимірювання ( сигналізації).

Нейтралі обмоток 110 кВ трансформаторів заземлюють через роз’єднувачі наглухо або через вентильні розрядники наглухо.

 

Розподільний пристрій 10 кВ виконано комплектним для зовнішньої установки ( КРПЗ - 10 ) з викатними візками .

 

 

Лекція №16. Схеми і конструктивне виконання споживчих підстанцій