Расчет подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Характеристика электрического хозяйства подстанции 110/10 кВ «Тяговая»

подстанция трансформатор ток замыкание

Оценка электрического хозяйства покажет необходимость реконструкции подстанции 110/10 кВ «Тяговая». В данном разделе рассматривается ряд вопросов, решение которых позволит выявить необходимый объём работ по улучшению технического состояния действующей подстанции. Особое внимание следует уделить:

1) схемам электрических соединений - их надёжности, простоте и удобству в эксплуатации;

2) электрическому оборудованию подстанции - физическому износу;

3) возможности внедрения новых технологий - систем телемеханики, автоматизированных систем учёта электропотребления, релейной защиты и автоматики на основе микропроцессорной техники.

1.1 Главная схема электрических соединений подстанции

Электрическая подстанция 110/10 кВ «Тяговая» представляет собой электроустановку для приёма, преобразования и распределения электрической энергии. Подстанция включает в себя распределительные устройства (ОРУ-110кВ, РУ-10 кВ), два трансформатора (ТДН-10000/110/10), устройства управления и другие вспомогательные устройства. Питание подстанции осуществляется по двум воздушным линиям: ВЛ-110 Мозырь 330 - Сользавод №1 и ВЛ-110 Мозырь330 - Сользавод №2.

На рисунке 1.1 представлена упрощённая принципиальная схема электрической подстанции 110/10 кВ «Тяговая». В открытом распределительном устройстве 110 кВ применена схема мостика с двумя секционными разъединителя - ми в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. Секционные разъединители QS3 и QS4 в нормальном состоянии отключены.

На низкой стороне 10 кВ применена схема с одной секционированной системой шин. В нормальном режиме работы секционный выключатель Q3 отключен. При аварийном отключении силового трансформатора или питающей линии секционный выключатель Q3 включается автоматически при помощи АВР.

На листе 1 графической части дипломного роекта представлена главная схема электрических соединений действующей подстанции 110/10 кВ «Тяговая».

Подстанция «Тяговая» предназначена для электроснабжения трамвайного управления ОАО «МНПЗ», экспериментальной базы «Криничная», детской больницы и города.

Трамвайное управление относится к потребителям I категории. Перерыв электроснабжения данного потребителя может привести к нарушению технологического процесса, что повлечёт за собой тяжёлый материальный ущерб. Чтобы обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей I категории, они должны питаться от двух трансформаторной подстанции. Тогда перерыв в электроснабжении произойдёт на время автоматического восстановления питания, что допустимо ПУЭ [1].

Детская больница также относится к потребителям I категории, так как перерыв электроснабжения её может повлечь за собой опасность для жизни людей.

От подстанции «Тяговая» питается экспериментальная база «Криничная», которая относится к потребителям II категории надёжности. Данный потребитель также должен питаться от двух трансформаторной подстанции.

Таким образом, электрическая схема подстанции удовлетворяет требованиям надёжности, предъявляемым к ней, так как обеспечивает надёжное электроснабжение потребителей I и II категорий.

1.2 Основное электрическое оборудование подстанции

Подстанция «Тяговая» спроектирована с применением комплектной трансформаторной подстанции из блоков заводского исполнения Куйбышевского завода «Электрощит».

Расположение оборудования подстанции выполнено в соответствии со строительными нормами и правилами (СНиП) и правилами устройства электроустановок (ПУЭ). Территория подстанции ограждена от хозяйственно - бытовых строений сетчатым ограждением.

Подстанция состоит из следующих распределительных устройств: ОРУ-110 кВ и РУ-10 кВ.

ОРУ-110 кВ выполнено из отдельных блоков, представляющих собой конструкцию с вмонтированным оборудованием. Все аппараты ОРУ расположены на невысоких железобетонных основаниях. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности монтажа и ремонта оборудования.

Сборные шины в ОРУ 110 кВ выполнены из гибких проводников (провода АС-120). Крепятся шины на порталах с помощью подвесных изоляторов.

Фундамент под трансформаторы выполнен из плит НСП на гравийной подушке и блоков ФБС. Под трансформатором устроен маслоприёмник. Ограждение маслоприёмной ямы выполнено из плит ПТ 10,5.

Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкции ОРУ.

РУ-10 кВ комплектуется шкафами типа КРУ2-10. КРУ2-10 состоит из шкафов бронированного типа (с разделением на отсеки) и шинных мостов.

Конструктивно в шкафах выделены следующие отсеки:

1) аппаратура главных цепей - отсек выкатного элемента;

2) сборные шины - отсек сборных шин;

3) отсек линейных присоединений;

4) аппаратура релейной защиты и автоматики - отсек вторичной коммутации.

На выкатном элементе устанавливается масляный выключатель серии ВМПП, разрядники, трансформаторы тока и напряжения, секционные разъединители. Выкатной элемент в шкафах имеет два фиксированных положения: рабочее и контрольное (испытательное). Перемещение выкатного элемента из одного положения в другое осуществляется с помощью механизма выкатывания, при этом токоведущие части закрываются защитными шторками. Фиксирующие устройства обеспечивают закрепление выкатного элемента и исключают возможность его самопроизвольного перемещения внутри шкафа при работе всех механизмов как в нормальном режиме, так и при коротком замыкании. Шкафы выполнены таким образом, что обеспечивается безопасность персонала при их осмотре и обслуживании, включая работы в отсеке выключателя и кабельном отсеке (в том числе присоединение-отсоединение силовых кабелей) при наличии напряжения на сборных шинах КРУ и без нарушения нормальной работы цепей в соседних шкафах.

1.2.1 Силовые трансформаторы и трансформаторы собственных нужд

На электрической подстанции 110/10 кВ «Тяговая» установлено два силовых двухобмоточных трансформатора: Т1 и Т2 типа ТДН-10000/110/10. Нейтрали обмоток трансформаторов в нормальном состоянии разземлены для снижения токов короткого замыкания. В таблице 1.1 представлены характеристики силовых трансформаторов Т1 и Т2.

Мощность потребителей собственных нужд подстанции не велика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В через понижающие трансформаторы Т3 и Т4 типа ТМ-63/10/0,4. Трансформаторы собственных нужд присоединены отпайками к вводам силовых трансформаторов Т1 и Т2 и защищены предохранителями типа ПКТ-10/30. В таблице 1.2 представлены характеристики трансформаторов Т3 и Т4.

1.2.2 Основное коммутационное оборудование

Основными коммутационными аппаратами в ОРУ-110 кВ являются разъединители, отделители и короткозамыкатели.

В качестве коммутационного аппарата, предназначенного для отключения и включения электрических цепей без тока или с незначительным током и для создания видимого разрыва в воздухе, на действующей электрической подстанции 110/10 кВ «Тяговая» используются разъединители типа РНДЗ-2-110. Характеристики разъединителей ОРУ-110 кВ представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.1 - Основные технические характеристики силовых трансформаторов Т1 и Т2 типа ТДН-10000/110/10

Параметр	Величина
	Т1	Т2
Тип	ТДН	ТДН
Номинальная мощность Sном, кВ·А	10000	10000
Номинальное напряжение ВН, кВ	115	115
Номинальное напряжение НН, кВ	11	11
Напряжение короткого замыкания Uк, %	10,5	10,5
Потери короткого замыкания ДРк, кВт	58	58
Ток холостого хода Iх, %	0,9	0,9
Потери холостого хода ДРх, кВт	14	14
Схема соединения обмоток	Y-/Д	Y-/Д
Тип РПН в нейтрали обмотки ВН	РС-4	РС-4
Пределы регулирования напряжения	±9?1,78%	±9?1,78%
Тип встроенных трансформаторов тока, коэффициент трансформации	ТВТ-110 150/5	ТВТ-110 150/5
Год изготовления / год установки	1975/1978	1973/1978
Норма на полное восстановление, %	4,4	4,4
Срок полезного использования, лет	23	23

Таблица 1.2 - Технические характеристики трансформаторов собственных нужд Т3 и Т4 типа ТМ-63/10/0,4

Параметр	Величина
	Т3	Т4
Тип	ТМ	ТМ
Номинальная мощность Sном, кВ·А	63	63
Номинальное напряжение Uном, кВ	10	10	10
	0,4	0,4	0,4
Напряжение короткого замыкания Uк, %	4,7	4,7
Потери короткого замыкания ДРк, кВт	1,47	1,47
Ток холостого хода Iх, %	2,8	2,8
Потери холостого хода ДРх, кВт	0,26	0,26
Схема соединения обмоток	Y/Y-	Y/Y-
Пределы регулирования напряжения	±2?2,5%	±2?2,5%
Год изготовления / год установки	1975/1978	1978/1979
Норма на полное восстановление, %	4,4	4,4
Срок полезного использования, лет	23	23

Таблица 1.3 - Технические характеристики разъединителей типа РНДЗ-2-110

Параметр	Величина
Номинальное напряжение, кВ	110
Номинальный ток, А	1000
Главные ножи	предельный сквозной ток, кА	80
	ток термической стойкости, кА,	31,5
	допустимое время его действия, с	3
Заземляющие ножи	предельный сквозной ток, кА	80
	ток термической стойкости, кА,	31,5
	допустимое время его действия, с	1
Тип привода	ПР-90
Параметр	Величина
Тип изолятора	ИОС-110
Год изготовления / год установки	1978/1979
Норма на полное восстановление, %	4,4
Срок полезного использования, лет	23

Таблица 1.4 - Технические характеристики короткозамыкателей типа КЗ-110 и отделителей типа ОД-110

Параметр	Величина
	КЗ-110	ОД-110
Номинальное напряжение, кВ	110	110
Номинальный ток, А	-	630
Главные ножи	ток термической стойкости, кА, допустимое время его действия, с	12,5 3	12,5 4
Полное время	включения (без гололёда/при гололёде), с	0,18/0,28	-
	отключения (без гололёда/при гололёде), с	-	0,4/0,5
Тип привода	ПРК-1	ПРО-1
Год изготовления / год установки	1972/1976	1971/1976
Норма на полное восстановление, %	4,4	4,4
Срок полезного использования, лет	23	23

Для соединения нейтралей силовых трансформаторов Т1 и Т2 с контуром заземления электрической подстанции установлены заземлители типа ЗОН-110. Характеристики заземлителей приведены в таблице 1.5.

В КРУ2-10 кВ установлены маломасляные подвесные выключатели типа ВМПП-10. Их параметры приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.5 - Технические характеристики заземлителей типа ЗОН-110

Параметр	Величина
Номинальное напряжение, кВ	110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	126
Номинальный ток, А	400
Главные ножи	ток термической стойкости, кА, допустимое время его действия, с	6,3 3
Тип привода	ПРН-11
Тип изолятора	УСТ-110
Год изготовления / год установки	1972/1975
Норма на полное восстановление, %	4,4
Срок полезного использования, лет	23

Таблица 1.6 - Технические характеристики выключателей ВМПП-10

Параметр	ВМПП-10
Номинальное напряжение, кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12
Номинальный ток, А	630
Номинальный ток отключения, кА	20
Наибольший предельный сквозной ток, кА	52
Ток термической стойкости, кА, допустимое время его действия, с	20 4
Полное время отключения, с	0,07
Собственное время отключения (с приводом), с	0,05
Собственное время включения выключателя (с приводом), с	0,075
Минимальная бестоковая пауза при АПВ, с	0,5
Параметр	ВМПП-10
Тип привода	встроенный
Год изготовления / год установки	1968/1969
Норма на полное восстановление, %	4,4
Срок полезного использования, лет	23

1.2.3 Измерительное оборудование, приборы учёта электрической энергии

На вводах силовых трансформаторов на стороне 110 кВ установлены трансформаторы тока типа ТВТ-110, на стороне 10 кВ - ТПОЛ-10. Также на низкой стороне установлены трансформаторы тока типа ТПЛ-10. Технические данные этих трансформаторов тока представлены в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Технические характеристики трансформаторов тока

Параметр	Величина
	ТПОЛ-10	ТВТ-110
Номинальное напряжение, кВ	10	110
Номинальный коэффициент трансформации	1000/5	150/5
Номинальный класс точности вторичной обмотки	0,5	10Р
Кратность тока термической стойкости	27	25
Время протекания тока термической стойкости, с	3	3

В ЗРУ-10 кВ для измерения напряжения относительно земли установлен трансформатор напряжения типа НТМИ-10, технические данные которого представлены в таблице 1.8.

Контроль над режимами работы основного и вспомогательного оборудования на электрической подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов:

Таблица 1.8 - Технические характеристики трансформаторов напряжения

Параметр	Величина
Номинальное напряжение, кВ	10
Класс точности	0,5
Номинальное напряжение обмоток, В	первичной	10000
	основной вторичной	100
	дополнительной вторичной	100/3
Номинальная мощность, В·А	120
Предельная мощность, В·А	1000

– амперметров класса точности 1,5;

– вольтметров класса точности 1,5;

– счётчиков активной энергии СА3У-И675М класса точности 2,0;

– счётчиков реактивной энергии СР4У-И673М класса точности 2,0.

1.2.4 Средства защиты оборудования от атмосферных и коммутационных перенапряжений

От грозовых перенапряжений, а также от максимально возможных внутренних перенапряжений все электроустановки подстанции защищены вентильными разрядниками: РВС-110- в цепях силовых трансформаторов Т1 и Т2; РВС-35+15 - в нейтралях силовых трансформаторов Т1 и Т2; РВО-10 - на сборных шинах 10 кВ.

От прямых ударов молнии подстанция защищена стержневыми и тросовыми молниеотводами.

1.2.5 Средства компенсации емкостных токов

На электрической подстанции 110/10 «Тяговая» используют дугогасящую катушку (ДГК). Катушка типа РЗДПОМ-480/10 с плавным регулированием тока подключена в нейтраль трансформатора ТМ-400/10/0,4 со схемой соединений обмоток Y-/Д. Выбор данной схемы связан с взаимным влиянием дугогасящей катушки и трансформатора: при их последовательном включении уменьшается действительный ток компенсации по сравнению с номинальным.

Таблица 1.9 - Параметры трансформатора дугогасящей катушки

Параметр	Трансформатор ДГК
1	2
Тип	ТМ
Номинальная мощность Sном, кВ·А	400
Номинальное напряжение Uном, кВ	ВН	10
	НН	0,4
Напряжение короткого замыкания Uк, %	4,5
Потери короткого замыкания ДРк, кВт	3,7
Ток холостого хода Iх, %	2,3
Потери холостого хода ДРх, кВт	1,05
Схема соединения обмоток	Y-/Д
Пределы регулирования напряжения	±2?2,5%
Год изготовления / год установки	-/1990
Норма на полное восстановление, %	4,4
Срок полезного использования, лет	23

1.3 Оценка состояния электрического оборудования подстанции

Подстанция «Тяговая» была введена в эксплуатацию в 1979 году. Таким образом, силовые трансформаторы и трансформаторы собственных нужд находятся в эксплуатации 27 лет, т.е. их сроки службы истекли, поэтому они подлежат замене. Срок службы коммутационного оборудования, измерительных трансформаторов также истёк. Строительные сооружения, железобетонные конструкции, расположенные на территории подстанции, находятся в пригодном для дальнейшей эксплуатации состоянии.

В данной главе описана главная схема электрических соединений подстанции, которая представляет собой схему мостика с двумя секционными разъединителями в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. В настоящее время такая схема не обеспечивает достаточно надёжного питания потребителей. Поэтому при реконструкции подстанции будет выбрана новая схема.

Электрическое оборудование подстанции выработало амортизационный срок службы. Поэтому замене подлежат: силовой трансформатор Т1, трансформаторы собственных нужд; разрядники - они будут заменены ограничителями перенапряжения (ОПН). Будет выбрано новое коммутационное и измерительное оборудование.

2. Выбор оптимальной мощности силовых трансформаторов на подстанции 110/10 кВ «Тяговая»

Как видно из предыдущего раздела, сроки службы, как первого трансформатора, так и второго, истекли, поэтому они подлежат замене. Для выбора оптимальной мощности трансформаторов необходимо исследовать их режимы работы и определить максимальную нагрузку электрической подстанции. Анализ полученных данных позволит сделать вывод о загрузке силовых трансформаторов. Если коэффициент загрузки окажется не высоким (Кз?0,5), то возникнет необходимость замены трансформаторов на трансформаторы меньшей мощности. При этом необходимо учесть стабильность режимов работы трансформаторов и перспективы увеличения нагрузки.

Для получения более точных и наглядных результатов исследованию подлежат режимы нагрузок за несколько лет.

2.1 Исследование режимов работы силовых трансформаторов

Для исследования режимов работы силовых трансформаторов были использованы результаты контрольных замеров оперативно-диспетчерской службы Мозырских электрических сетей. Чтобы проследить динамику изменения нагрузок на подстанции проведём сравнительный анализ контрольных замеров за 2003, 2004, 2005 годы на вводах напряжением 10 кВ трансформаторов Т1 и Т2. В таблицах 2.1 и 2.2 представлены результаты замеров по соответствующим вводам.

Из графиков видно, что нагрузка за 2003, 2004, 2005 годы практически не изменилась. Только в 2003 году на трансформаторе Т2 было небольшое снижение потребления мощности, вызванное спадом производства не экспериментальной базе «Криничная». Однако данный спад был временным, и экспериментальная база вышла на свой прежний уровень.

Таким образом, режимы работы трансформаторов Т1 и Т2 стабильные и зависят от режима работы экспериментальной базы «Криничная» и трамвайного управления ОАО «МНПЗ». Данные предприятия работают достаточно стабильно, и в ближайшее время не прогнозируется рост нагрузок.

Снижение потребления мощности экспериментальной базы «Криничная» и трамвайного управления по сравнению с проектными данными повлияло на степень загрузки трансформаторов, уменьшив коэффициенты загрузки трансформатора Т1 до 19% и трансформатора Т2 до 29%. Поэтому необходимо заменить трансформаторы на трансформаторы меньшей мощности.

2.2 Выбор силовых трансформаторов на подстанции «Тяговая»

Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанции потребителей. Так как на подстанции «Тяговая» есть потребитель I категории (Трамвайное управление ОАО «МНПЗ»), то по условию надёжности требуется установка двух трансформаторов.

Выбор установленной мощности трансформаторов на подстанции проверяется по условиям их работы в нормальном и послеаварийном режимах.

Данное значение округляем до ближайшего большего значения и выберем трансформатор с номинальной мощностью 4000 кВ*А.

Окончательно принимаем два трансформатора типа ТМН - 4000/110/10.

В данном разделе исследовали режимы работы силовых трансформаторов Т1 и Т2, определили их коэффициенты загрузки (коэффициент загрузки трансформатора Т1 равен 19%, а трансформатора Т2 29%). Произвели замену трансформатора ТДН-10000/110/10 на трансформатор меньшей мощности типа ТМН-4000/110/10.

3. Расчёт токов короткого замыкания электрической подстанции 110/10 кВ «Тяговая»

Расчёт токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрического оборудования, а также уставок электрических аппаратов релейной защиты. При необходимости намечаются мероприятия по ограничению токов короткого замыкания.

Короткие замыкания возникают при нарушении изоляции электрических сетей по причине её старения или пробоя, обрывов проводов с падением на землю, механических повреждений изоляции кабельных линий, ударов молнии в линии электропередач, неправильных действий обслуживающего персонала.

Короткие замыкания, как правило, сопровождаются увеличением токов в повреждённых фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения.

Протекание токов КЗ приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их нагрев. Нагрев может ускорить и разрушение изоляции, вызвать сваривание и выгорание контактов и т.д. Поэтому проводники и аппараты должны проверяться на термическую стойкость.

Протекание токов КЗ сопровождается также значительными электродинамическими усилиями между проводниками, под действием этих усилий изоляция и токоведущие части могут быть разрушены. Поэтому электрическое оборудование должно проверяться на электродинамическую стойкость.

3.1 Методика расчёта токов короткого замыкания

В настоящее время при расчёте токов короткого замыкания используют ПЭВМ. Разработаны специальные комплексы программ, позволяющие оперативно и точно определить необходимые величины, вывести результат в виде таблиц и расчётных схем. Научно-исследовательским институтом энергетических систем и электрических сетей «Энергосетьпроект» был разработан комплекс программ для расчёта электрических величин при повреждениях и расчёта уставок релейной защиты ТКЗ-3000.

Комплекс позволяет рассчитывать электрические величины в трёхфазной симметричной сети любого напряжения при однократной продольной или поперечной несимметрии и уставки защит от замыканий на землю.

Ввод сетевой информации осуществляется по трём последовательностям: прямой, обратной и нулевой. Ввод прямой и обратной последовательностей совмещён в одной таблице. Параметры обратной последовательности задаются только для тех ветвей, которые имеют различные сопротивления в схемах прямой и обратной последовательностей.

Для прямой и обратной последовательностей предусмотрены следующие типы ветвей:

0 - простая ветвь;

1 - ветвь с нулевым сопротивлением;

3 - трансформаторная ветвь;

4 - генераторная ветвь;

5 - п-образная схема замещения ветви с емкостной проводимостью.

Для ветвей всех типов обязательно задаются начальный и конечный узлы. Для ветвей всех типов, кроме «1», подлежат заданию продольные активное и (или) реактивное сопротивления. Для ветвей типа «4» необходимо задать дополнительно ЭДС, типа «3» - коэффициент трансформации, типа «5» - емкостную проводимость. Любой ветви, кроме генераторной, может быть присвоен номер элемента (линии, трансформатора), у всех ветвей, принадлежащих одному и тому же элементу, номер должен быть одинаков.

В нулевой последовательности могут быть указаны типы «0», «1», «3» и «5».

Далее расчёт можно выполнять двумя методами: расчёт токов короткого замыкания по месту повреждения и вариантный расчёт повреждений, основанный на методе Гаусса с оптимизацией стратегии устранения узлов.

3.2 Составление схемы замещения и определение её параметров

Точки короткого замыкания намечают в таких местах системы, чтобы выбираемые в последующих расчётах аппараты были поставлены в наиболее тяжёлые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.

В схему замещения элементы сети (система, трансформатор, линия) входят своими индуктивными сопротивлениями. Особенность составления схемы замещения: как правило, силовые трансформаторы на понижающих подстанциях работают на шины низкого напряжения раздельно. Это принято для снижения уровней токов короткого замыкания в электрической сети. Схема замещения представлена на рисунке 3.1.

Намечаем точки короткого замыкания: К1, К2, К5, К6 - на шинах высокого напряжения подстанции 110 кВ; К3, К7 - на шинах низкого напряжения 10 кВ.

Если короткое замыкание рассматривается вблизи от шин системы или её мощность соизмерима с мощностями других генераторов, то система вводится в расчёт источником ЭДС конечной мощности: Сопротивление системы в этом случае определяется по её току Iкс или мощности короткого замыкания Sкс:

3.3 Результаты расчёта токов короткого замыкания

Используя комплекс программ ТКЗ-3000, были получены значения токов короткого замыкания. Исходные данные и расчёт представлены в приложении.

По токам короткого замыкания в максимальном режиме будет проверяться электрическое оборудование на электродинамическую стойкость. При расчёте уставок релейной защиты и автоматики будут использоваться токи как максимального, так и минимального режимов.

Анализ токов короткого замыкания показал, что на стороне 10 кВ установка токоограничивающих реакторов не требуется, так как рассчитанные токи не превышают ток отключения выключателя - 16 кА.

4. Мероприятия по замене электрического оборудования подстанции 110/10 кВ «Тяговая»

Из первого пункта видно, что подстанция «Тяговая» оснащена физически изношенным оборудованием. Его характеристики отстают от современных требований, возможности работать в экстремальных условиях. Поэтому оно подлежит замене. Также для повышения надёжности схемы электроснабжения необходима реконструкция распределительного устройства на 110 и 10 кВ.

4.1 Выбор принципиальной схемы распределительного устройства напряжением 110 и 10 кВ

При выборе главной схемы электрических соединений подстанции необходимо учитывать следующие требования:

1) схема должна обеспечивать надёжное питание присоединённых потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах;

2) схема должна обеспечивать надёжность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах;

3) схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала; схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

4) число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырёх при повреждении трансформатора.

Схема мостика с разъединителем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов не обеспечивает достаточно надёжного питания потребителей, хотя она и проста. При реконструкции электрической подстанции «Тяговая» применим схему мостика с выключателями у трансформаторов. Таким образом, необходимо произвести замену установленных в данный период времени отделителей и короткозамыкателей на выключатели. На рисунке 4.1 представлена упрощённая принципиальная схема нового распределительного устройства на стороне 110 кВ.

В нормальном режиме секционные разъединители QS3 и QS4 включены. При повреждении на линии W1 отключается выключатель Q1, трансформаторы Т1 и Т2 остаются в работе, связь с энергосистемой осуществляется по линии W2. При срабатывании защит в трансформаторе Т1, отключается выключатель Q3 со стороны 10 кВ и выключатель Q1 со стороны 110 кВ. Линия W1 осталась в рабочем режиме. При повреждении на линии W2 отключается выключатель Q2 и связь с энергосистемой будет осуществляться по линии W1. При повреждении трансформатора Т2 отключается выключатель Q4 и Q2. Таким образом, линия W2 остаётся в работе.

На стороне 10 кВ оставим прежнюю схему электрических соединений с одной секционированной системой шин, т.к. она отвечает всем вышеперечисленным требованиям. Только заменим выключатели на современные. Данная схема представлена на рисунке 4.2. Выключатель Q5 в нормальном режиме отключен в целях ограничения токов КЗ.

Схема с одной секционированной системой шин позволяет использовать прежнее комплектное распределительное устройство типа КРУ2-10, что снижает стоимость монтажа, позволит широко применять механизацию и уменьшить время сооружения электроустановки. Комплектное распределительное устройство КРУ2-10 соответствует требованиям ТУ РБ 100046015.003-2002.

4.2 Выбор силового оборудования на стороне 110 кВ

На стороне 110 кВ необходимо произвести выбор коммутационной аппаратуры и средств защиты от перенапряжений.

4.2.1 Выбор коммутационной аппаратуры

Выключатели являются основным коммутационным аппаратом и служат для отключения и включения цепей в различных режимах работы. Наиболее ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания и включение на существующее короткое замыкание.

Выбор выключателей производят по следующим параметрам:

– по напряжению электроустановки:

, (4.1)

где U_ном - номинальное напряжение выключателя, кВ.

– по длительному расчётному току с учётом возможных длительных перегрузок основного оборудования:

, (4.2)

где I_ном - номинальный ток выключателя, А.

Проверка на электродинамическую стойкость по условиям:

(4.3)

, (4.4)

где I_по, i_у - расчётные значения периодической составляющей тока короткого замыкания и ударного тока в цепи, кА;

I_дин, I_{м дин} - действующее и амплитудное значение предельного и сквозного тока короткого замыкания, кА.

На термическую стойкость выключатель проверяют по условию:

, (4.5)

где В_к - расчётный импульс квадратичного тока КЗ, кА² ·с;

I_т - ток термической стойкости аппарата, кА;

t_т - время протекания тока термической стойкости.

Значение термического импульса определяют по выражению:

, (4.6)

где t_откл - время отключения КЗ, с;

Т_а - постоянная времени затухания, с [4].

Время отключения КЗ определяется по формуле:

, (4.7)

где t_рз - время действия релейной защиты, с;

t_вык - полное время отключения выключателя, с.

Проверка на симметричный ток отключения производится по условию:

, (4.8)

где I_откл - номинальный ток отключения выключателя, кА.

Затем проверяют на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ i_аф по условию:

, (4.9)

где в - процентное содержание апериодической составляющей тока короткого замыкания, %;

в_ном - номинальное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

Процентное содержание апериодической составляющей тока КЗ в отключаемом токе определяют по формуле:

, (4.10)

где i_аф - апериодическая составляющая тока КЗ,

Значение апериодической составляющей тока КЗ определяют по формуле:

, (4.11)

где ф - время от начала КЗ до расхождения контактов выключателя, с.

Данное значение определяется по выражению:

, (4.12)

где t_{з мин} -минимальное время действия релейной защиты, с;

t_св - собственное время отключения выключателя, с.

Разъединители предназначены для отключения и включения цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи в воздухе.

Разъединители выбираются по номинальному напряжению и номинальному длительному току:

; (4.12)

. (4.13)

В режиме короткого замыкания проверяются на термическую и электродинамическую стойкость аналогично выключателям.

Для примера выберем выключатель на стороне 110 кВ.

Выключатель Q1 выбирается по длительному расчётному току с учётом возможных длительных перегрузок силового трансформатора Т1 при отключении силового трансформатора Т2. Ток в максимальном режиме равен:

А.

Выбираем элегазовый выключатель типа LTB -145 D1 фирмы ABB с номинальным током 2000 А. Установка воздушных выключателей при минимальном их количестве и отсутствии перспективы расширения не целесообразна, в виду стоимости компрессорного хозяйства.

Условие (4.1) 110 кВ ? 145 кВ выполняется.

Условие (4.2) 29,39 А ? 2000 А также выполняется.

Проверим выключатель на электродинамическую стойкость.

По условию (4.3) 7424 А ? 40000 А. Условие выполняется. Условие (4.4) 18,055 кА ? 65 кА также выполняется.

Проверим выключатель на термическую стойкость по условию (4.5).

Для этого определим значение термического импульса по выражению (4.6):

кА²·с.

Условие (4.5) кА²·с выполняется.

Произведём проверку на симметричный ток отключения по условию (4.8). 7424 А ? 40000 А, т.е. условие выполняется.

Проверим выключатели на способность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания по условию (4.9).

Для этого определим время от начала КЗ до расхождения контактов выключателя по формуле (4.11):

с.

Далее определяем значение апериодической составляющей тока КЗ по формуле (4.11):

кА.

Определим процентное содержание апериодической составляющей тока КЗ в отключаемом токе по формуле (4.10):

.

22,2% ? 47%, т.е. условие (4.9) выполняется.

Окончательно выбираем элегазовый выключатель типа LTB -145 D1 с пружинным приводом. Он имеет встроенные трансформаторы тока. Межремонтный период составляет 20 лет. Срок службы - не менее 40 лет. Поставляется полностью в собранном виде.

Остальные выключатели выбираются аналогично. Результаты выбора сведём в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Результаты выбора выключателей на стороне 110 кВ

Условное обозначение выключателя	Тип выключателя	Расчётные параметры	Каталожные данные выключателя	Условие выбора
Q1	LTB -145 D1	Uуст =110 кВ	Uном =145 кВ	Uуст? Uном
		Iмакс =29,39 А	Iном =2000 А	Iмакс? Iном
		Iпо =7,42 кА	Iдин=40 кА	Iпо? Iдин
		iу=18,06 кА	Iм дин=65 кА	iу? Iм дин
		Вк=8,53 кА2·с	Iт2tт=402·3=4800 кА2·с	Вк? Iт2tт
		Iпо =7,42 кА	Iоткл =40 кА	Iпо? Iоткл
		в=22,2%	вном =47%	в ? вном
Q2	LTB -145 D1	Uуст =110 кВ	Uном =145 кВ	Uуст? Uном
		Iмакс =29,39 А	Iном =2000 А	Iмакс? Iном
		Iпо =6,84 кА	Iдин=40 кА	Iпо? Iдин
		iу=16,63 кА	Iм дин=65 кА	iу? Iм дин
Q2	LTB -145 D1	Вк=7,25 кА2·с	Iт2tт=402·3=4800 кА2·с	Вк? Iт2tт
		Iпо =6,84 кА	Iоткл =40 кА	Iпо? Iоткл
		в=22,3%	вном =47%	в ? вном

Для примера выберем разъединитель на стороне 110 кВ.

Разъединитель QS1 выбирается по длительному расчётному току с учётом возможных длительных перегрузок силового трансформатора Т1 при отключении силового трансформатора Т2. Для выбора секционных разъединителей за максимальный рабочий ток принимается 70% номинального тока силового трансформатора.

Ток в максимальном режиме равен для разъединителя QS1:

А.

Выбираем разъединитель типа D - 123 с номинальным током 1600 А.

110 кВ ? 123 кВ - условие (4.12) выполняется.

29,39 А ? 1600 А - условие (4.12) также выполняется.

Проверим разъединитель на электродинамическую стойкость по условию (4.3) и (4.4).

7,42 кА ? 40 кА - условие (4.3) выполняется.

18,06 кА ? 65 кА - условие (4.4) также выполняется.

Проверим разъединитель на термическую стойкость по условию (4.5). Для этого определим значение термического импульса по выражению (4.6):

кА²·с.

кА²·с - условие (4.5) выполняется.

Окончательно выбираем разъединитель типа D - 123. Разъединитель поставляется полностью отрегулированным, укомплектованным заводскими опорами. Срок эксплуатации 40 лет.

Остальные разъединители выбираются аналогично. Результаты выбора сведём в таблицу 4.2.

4.2.2 Выбор ограничителей перенапряжения

В последнее время от различного типа перенапряжений вместо разрядников устанавливают ограничители перенапряжений (ОПН). В них отсутствуют искровые промежутки, и ток утечки не превышает 1мА. При импульсных напряжениях разрядный ток меньше 100 кА. Они имеют более пологую вольт-секундную характеристику по сравнению с разрядниками. ОПН наряду с грозозащитой эффектно ограничивают коммутационные и резонансные перенапряжения в электроустановках.

Таблица 4.2 - Результаты выбора разъединителей на стороне 110 кВ

Условное обозначение выключателя	Тип выключателя	Расчётные параметры	Каталожные данные выключателя	Условие выбора
QS1, QS5	D - 123	Uуст =110 кВ	Uном =123 кВ	Uуст? Uном
		Iмакс =29,39 А	Iном =1600 А	Iмакс? Iном
		Iпо =7,42 кА	Iдин=40 кА	Iпо? Iдин
		iу=18,06 кА	Iм дин=65 кА	iу? Iм дин
		Вк=7,67кА2·с	Iт2tт=402·3=4800 кА2·с	Вк? Iт2tт
QS3, QS4	D - 123	Uуст =110 кВ	Uном =123 кВ	Uуст? Uном
		Iмакс =14,69 А	Iном =1600 А	Iмакс? Iном
		Iпо =7,42 кА	Iдин=40 кА	Iпо? Iдин
		iу=18,06 кА	Iм дин=65 кА	iу? Iм дин
		Вк=7,67А2·с	Iт2tт=402·3=4800 кА2·с	Вк? Iт2tт
QS2, QS6	D - 123	Uуст =110 кВ	Uном =123 кВ	Uуст? Uном
		Iмакс =29,39 А	Iном =1600 А	Iмакс? Iном
		Iпо =6,84	Iдин=40 кА	Iпо? Iдин
		iу=16,63 кА	Iм дин=65 кА	iу? Iм дин
		Вк=6,55кА2·с	Iт2tт=402·3=4800 кА2·с	Вк? Iт2tт

ОПН устанавливают на места, где ранее были установлены вентильные разрядники. ОПН выбирают по номинальному напряжению сети. Поскольку требуется ОПН внешней установки, то выберем ОПН-У/TEL-110/84-УХЛ1. В нейтрале трансформатора установим ОПН с номинальным напряжением, равным половине напряжения сети ОПН-У/TEL-35/40,5 - УХЛ1 для трансформатора Т1 и ОПН-У/TEL-35/40,5 - УХЛ1+ОПН-У/TEL-15/17,5 - УХЛ1 для трансформатора Т2.

4.3 Выбор силового оборудования на стороне 10 кВ

На стороне 10 кВ необходимо произвести выбор коммутационной аппаратуры, измерительной аппаратуры, трансформаторов собственных нужд, заземляющих реакторов, а также средств защиты от перенапряжений.

4.3.1 Выбор коммутационной аппаратуры

Выберем выключатели в ячейках КРУ2-10. Условия выбора выключателей и пример выбора приведён в пункте 4.2.1. На стороне 10 кВ будем использовать вакуумные выключатели типа BB/TEL-10.

Для вводного выключателя за максимальный рабочий ток принимаем номинальный ток трансформатора на стороне 10 кВ с учётом возможной перегрузки в 40%:

А.

Для секционного выключателя за максимальный рабочий ток принимаем 70% номинального тока силового трансформатора:

 А.

Для линейного выключателя за максимальный рабочий ток принимаем максимальный ток одной из отходящих линий. Нагрузка по фидерам представлена в таблице 4.3. Результаты выбора линейных выключателей приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.3 - Нагрузка по отходящим фидерам подстанции «Тяговая»

Фидер	Нагрузка, А	Фидер	Нагрузка, А
2772	23,09	2884	29,97
2771	21,99	2889	12,46
2770	17,32	2888	36,73
2774	28,94	2887	29,10
2773	18,66	2885	25,11
2886	13,55	2883	23,08

Таблица 4.4 - Результаты выбора выключателей на стороне 10 кВ

Условное обозначение выключателя	Тип выключателя	Расчётные параметры	Каталожные данные выключателя	Условие выбора
Q3, Q4	BB/TEL-10	Uуст =10 кВ	Uном =10 кВ	Uуст? Uном
		Iмакс =323,16 А	Iном =630 А	Iмакс? Iном
		Iпо =2,04 кА	Iдин=12,5 кА	Iпо? Iдин
		iу=3,95 кА	Iм дин=32 кА	iу? Iм дин
		Вк=0,56 кА2·с	Iт2tт=12,52·3=468,8кА2·с	Вк? Iт2tт
		Iпо =2,04 кА	Iоткл =12,5 кА	Iпо? Iоткл
		в=8,2%	вном =40%	в ? вном
Q6 - Q19	BB/TEL-10	Uуст =10 кВ	Uном =10 кВ	Uуст? Uном
		Iмакс =36,73 А	Iном =630 А	Iмакс? Iном
		Iпо =2,04 кА	Iдин=12,5 кА	Iпо? Iдин
		iу=3,95 кА	Iм дин=32 кА	iу? Iм дин
		Вк=0,56 кА2·с	Iт2tт=12,52·3=468,8кА2·с	Вк? Iт2tт
		Iпо =2,04 кА	Iоткл =12,5 кА	Iпо? Iоткл
		в=8,2%	вном =40%	в ? вном
Q5	BB/TEL-10	Uуст =10 кВ	Uном =10 кВ	Uуст? Uном
		Iмакс =161,66 А	Iном =630 А	Iмакс? Iном
		Iпо =2,04 кА	Iдин=12,5 кА	Iпо? Iдин
		iу=3,95 кА	Iм дин=32 кА	iу? Iм дин
		Вк=0,56 кА2·с	Iт2tт=12,52·3=468,8кА2·с	Вк? Iт2tт
		Iпо =2,04 кА	Iоткл =12,5 кА	Iпо? Iоткл
		в=8,2%	вном =40%	в ? вном

4.3.2 Выбор контрольно-измерительных приборов

Контроль над режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.

В соответствии с ПУЭ [1] показывающие и регистрирующие электроизмерительные приборы должны иметь класс точности не ниже 2,5, счётчики активной энергии, предназначенные для денежных расчётов (расчётные счётчики) - не ниже 2,0. Класс точности счётчиков реактивной энергии выбирают на одну ступень ниже класса точности соответствующих счётчиков активной энергии. Для фиксирующих приборов допускается класс точности 3,0. Амперметры подстанций и распределительных устройств могут иметь класс точности 4,0.

Подстанция «Тяговая» является тупиковой, поэтому контрольно-измерительные приборы установим только на низкой стороне. Установим совмещённый счётчик активной и реактивной электроэнергии концерна «Энергомера» ЦЭ6850 (класс точности 1,0). Установка амперметров на подстанции «Тяговая» необязательна, т.к. в современных микропроцессорных устройствах релейной защиты есть функция, позволяющая регистрировать параметры (в том числе и нагрузку) защищаемого элемента.

4.3.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения

Выбор трансформаторов тока (ТА) производится по следующим условиям:

- по напряжению установки:

, (4.14)

где U_ном - номинальное напряжение трансформатора тока, кВ;

- по току установки:

, (4.15)

где I_ном - номинальный первичный ток трансформатора тока, А;

- по конструкции и классу точности;

Проверяют трансформатор тока на динамическую устойчивость по условию:

, (4.16)

где i_дин - ток электродинамической стойкости, кА.

Проверка на термическую стойкость производится по условию:

, (4.17)

где t_тер - допустимое время протекания тока термической стойкости, с;

В_к - расчетный импульс квадратичного тока КЗ, кА²·с;

I_тер - ток термической стойкости, кА.

По вторичной нагрузке:

, (4.18)

где Z_{2 ном} - номинальная допустимая нагрузка в выбранном классе точности, Ом;

Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом.

Индуктивное сопротивление вторичных цепей невелико, поэтому вторичная нагрузка определяется по формуле:

, (4.19)

где r_приб. - сопротивление приборов, Ом;

r_пр. - сопротивление измерительных проводов, Ом;

r_к. - переходное сопротивление контактов, Ом.

Сопротивление приборов определяют по формуле:

, (4.20)

где I_{2 ном} - номинальный вторичный ток трансформатора тока, А;

S_приб. - мощность, потребляемая приборами, В·А.

Сопротивление контактов принимается равным 0,05 Ом при малом количестве приборов и 0,1 Ом - при большом количестве приборов.

Сопротивление проводов зависит от их длины и сечения.

Для примера произведём выбор трансформаторов тока на вводах.

Выбираем трансформатор тока типа ТПК-10 с номинальным током вторичной обмотки 400 А.

Условие (4.14) 10 кВ ? 10 кВ выполняется.

Условие (4.15) 323,16 А ? 400 А выполняется.

По условию (4.16) проверим трансформатор тока на электродинамическую устойчивость. 3,95 кА?45,7 кА, т.е. условие выполняется.

Проверим трансформатор тока на термическую стойкость по условию (4.17). кА²·с - условие (4.17) выполняется.

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемами включения и каталожными данными приборов, определим нагрузку по фазам. Результаты представлены в таблице 4.5.

Таблица 4.5 - Приборы на вводном выключателе

Наименование и тип прибора	Количество	Нагрузка фазы, В·А
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Счетчик активной энергии	1	2,5	-	2,5
Счетчик реактивной энергии	1	2,5	-	2,5
Итого		5,0	-	5,0

Проверку по допустимой нагрузке производим для наиболее загруженной фазы. Общее сопротивление приборов составит по формуле (4.20):

Ом.

Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока типа ТПК-10 в классе точности 0,5 составляет 0,4 Ом.

Выбираем трансформатор тока типа ТПК-10.

Сопротивление контактов принимаем r_к = 0,05 (т.к. подключается только два прибора).

Определяем допустимое сопротивление проводов:

r_пр= z_2ном-r_приб-r_к = 0,4 - 0,2 - 0,05 = 0,15 Ом.

Сечение проводов определяем по формуле:

 мм².

По условию механической прочности минимальное сечение равно 4 мм², поэтому принимаем сечение провода S = 4 мм². Контрольный кабель типа АКВРТ с тремя жилами сечением 4 мм². Результаты выбора трансформатора тока представим в таблице 4.6.

Таблица 4.6 - Выбор трансформаторов тока на вводах

Тип	Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
ТПК-10	Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uуст Uном
	Imax = 323,16 А	Iн= 400 А	Imax Iном
	iу = 3,95 кА	iдин = 45,7 кА	iу iдин
	Вк = 0,56 кА2с	Iт2 Кт =972 кА2с	Вк Iт2 Кт

Остальные трансформаторы тока выбираются аналогично.

Результаты выбора трансформаторов тока на отходящих линиях сводим в таблицу 4.7.

Таблица 4.7 - Выбор трансформаторов тока на отходящих линиях

Тип	Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
ТПК-10	Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uуст Uном
	Imax = 36,73А	Iн= 50 А	Imax Iном
	iу = 3,95 кА	iдин = 5,1 кА	iу iдин
	Вк = 0,56 кА2с	Iт2 Кт=12 кА2с	Вк Iт2 Кт

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

- по номинальному напряжению:

, (4.21)

где U_1ном - номинальное первичное напряжение;

- по вторичной нагрузке:

, (4.22)

где S₂ - мощность внешней вторичной цепи (вторичная нагрузка);

S_2ном - номинальная вторичная нагрузка;

- по классу точности;

- по конструкции.

Выбор трансформаторов напряжения сводим в таблицу 4.8. Выбор производим по наиболее загруженной секции.

Таблица 4.8 - Выбор трансформаторов напряжения

Наименование и тип прибора	Мощность одной катушки	Число катушек	cos	sin	Число приборов	Мощность
						Активная, Вт	Реактивная, Вар
Вольтметр	2	1	1	0	1	2	-
Счетчик активный	2,5	2	0,38	0,925	8	15,2	37
Счётчик реактивный	2,5	2	0,38	0,925	7	13,3	32,38
Итого	30,5	69,38

Тогда нагрузка вторичных цепей трансформатора напряжения равна:

В·А.

Выбираем трансформатор напряжения типа НАМИТ-10-У3 с номинальной вторичной нагрузкой 200 В·А при классе точности 0,5.

4.3.4 Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд подстанции

Из первого пункта видно, что трансформаторы собственных нужд на подстанции «Тяговая» выработали амортизационный срок службы, поэтому произведём их замену. Также при реконструкции подстанции изменился состав потребителей собственных нужд. В таблице 4.9 приведён новый состав потребителей собственных нужд.

Таблица 4.9. Состав потребителей собственных нужд

Собственные нужды подстанции	Установленная мощность, кВт	Cos	Нагрузка
	Единиц	Руд, кВт/ед	Всего		Руст	Qуст
Подогрев выключателей и приводов на стороне 110 кВ	2	1,8	3,6	1	3,6	-
Подогрев приводов разъединителей на 110 кВ	8	0,6	4,8	1	4,8	-
Подогрев шкафов КРУ2-10	15	1	15	1	15	-
Подогрев релейного шкафа	10	1	10	1	10	-
Отопление, освещение, вентиляция ЗРУ	1	5,5	5,5	1	5,5	-
Освещение ОРУ	1	5	5	1	5	-
Маслохозяйство	1	120	120	1	120	-
Итого					163,9	-

Установленная мощность собственных нужд подстанции определяется по формуле:

. (4.23)

Расчётная мощность потребителей собственных нужд:

, (4.24)

где k_с - коэффициент спроса, принимаемый равным 0,8.

Расчётная мощность трансформатора собственных нужд с учётом аварийной перегрузки определяется по выражению:

, (4.25)

где k_ав - коэффициент аварийной перегрузки трансформатора, принимается равным 1,4;

n - количество трансформаторов собственных нужд на подстанции

Тогда по формуле (4.23) получим:

кВ·А.

По формуле (4.24) определим расчётную мощность:

кВ·А.

Тогда мощность трансформатора собственных нужд равна:

кВ·А.

Выбираем два трансформатора собственных нужд типа ТМ-100/10. Для защиты трансформаторов собственных нужд выберем предохранители типа ПКТ101-10-10-31,5 У3. Схема собственных нужд подстанции представлена на рисунке 4.3.

4.3.5 Выбор ограничителей перенапряжения

ОПН установим на места, где ранее были установлены вентильные разрядники. ОПН выбирают по номинальному напряжению сети. Поскольку требуется ОПН внешней установки, то выберем ОПН-Р/TEL-10/11,5 - УХЛ1.

4.3.6 Выбор заземляющих дугогасящих реакторов

В соответствии с [2] длительная работа сетей с изолированной нейтралью допускается при емкостных токах замыкания на землю, не превышающих 20А. Но проведенные исследования в РБ и за рубежом, а также опыт эксплуатации показали, что дугогасящие катушки целесообразно применять и при токах замыкания на землю в 15 А. На подстанции «Тяговая» установлена дугогасящая катушка типа РЗДПОМ - 480 кВ·А. Данная катушка выработала амортизационный срок службы, поэтому необходима её замена.

Применим реакторы управляемые заземляющие дугогасящие 1 - фазные с масляным охлаждением типа РУОМ. Они используются в качестве заземляющего устройства с автоматической компенсацией емкостных токов замыкания на землю, предотвращения переходов 1 - фазных замыканий на землю в короткие замыкания электрической сети.

Применение РУОМ обеспечивает 3-кратное снижение количества замыканий на землю и полную их локализацию в случае пробоев изоляции повышением напряжения. Обеспечивается сохранение оборудования в случае возникновения аварийной ситуации и увеличение срока службы. Срок окупаемости 2-3 года.